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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
| | | | | | | | |
| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 | |
| 截至本财政年度止12月31日, 2022 | |
或
| | | | | | | | |
| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
| 由_至_的过渡期 | |
佣金文件编号001-03551
EQT公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
| 宾夕法尼亚州 | | 25-0464690 |
| (注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | | (税务局雇主身分证号码) |
| | |
自由大道625号, 1700号套房 | | |
匹兹堡, 宾夕法尼亚州 | | 15222 |
| (主要执行办公室地址) | | (邮政编码) |
(412) 553-5700
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | | 交易代码 | | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，无面值 | | EQT | | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐ 不是 ☒
用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 ☒ No ☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | |
| 大型加速文件服务器 | ☒ | 加速文件管理器 | ☐ |
| 非加速文件服务器 | ☐ | 规模较小的报告公司 | ☐ |
| | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐ No ☒
截至2022年6月30日注册人的非关联公司持有的普通股总市值：美元12.6十亿
截至2023年2月10日，360,360,130注册人的普通股，没有面值，是流通股。
以引用方式并入的文件
EQT公司与其2023年年度股东大会有关的最终委托书将在EQT公司截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给证券交易委员会，并在第三部分所述范围内通过引用并入。
目录
| | | | | | | | |
| | 页面 |
常用术语、缩写和测量词汇 | 3 |
风险因素摘要 | 6 |
警示声明 | 7 |
| 第一部分 |
第1项。 | 业务 | 8 |
第1A项。 | 风险因素 | 24 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 41 |
第二项。 | 属性 | 41 |
第三项。 | 法律诉讼 | 41 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 42 |
| | 注册人的行政人员 | 43 |
| 第II部 |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 44 |
第六项。 | [已保留] | 46 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 46 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 60 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | 63 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 112 |
第9A项。 | 控制和程序 | 112 |
项目9B。 | 其他信息 | 113 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 113 |
| 第三部分 |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 113 |
第11项。 | 高管薪酬 | 113 |
第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 114 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 115 |
第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 115 |
| 第四部分 |
第15项。 | 展品和财务报表附表 | 115 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 122 |
签名 | 123 |
常用术语、缩写和测量词汇
除非上下文另有说明，本报告中提及的所有“EQT”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们”是指EQT公司及其子公司，统称为.
常用术语
阿巴拉契亚盆地-美国的地区，由西弗吉尼亚州、宾夕法尼亚州、俄亥俄州、马里兰州、肯塔基州和弗吉尼亚州位于阿巴拉契亚山脉的部分组成。
基础-当指商品定价时，指商品的期货价格与各地区销售点相应的销售价格之间的差额。这种差异通常与产品质量、地理位置、可获得的运输能力和合同定价等因素有关。
英制热量单位-测量将一磅水的温度提高1华氏度所需的能量值。
衣领-有效地为基础商品确定价格范围的金融安排。生产者承担最低(最低)价格和最高(最高)价格之间波动的风险和利益。
连续积累-天然气和石油资源普遍存在于大片地区，边界界定不明确，通常缺乏或不受聚集层底部附近的碳氢化合物-水界面的影响。
开发井-在油气藏探明区域内钻至已知可生产的地层层位深度的井。
探井-为在以前发现的油田中发现新油田或新油藏而钻探的井，该油田以前在另一油藏中发现了石油或天然气。一般来说，探井是指不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的井。
延伸井-为扩大已知储层的界限而钻的井。
燃气--本报告中提及的“天然气”均指天然气。
毛收入-“总”天然气井和油井或“总”英亩等于我们拥有开采权益的井或英亩的总数。
对冲-使用衍生商品和利率工具，以减少对商品价格和利率波动的金融风险。
水平钻井-最终水平或接近水平的钻井，以增加穿透目标地层的井筒长度。
水平井-水平或近水平钻井以增加穿过目标地层的井筒长度的井。
天然气液体(NGL)-天然气中的碳氢化合物，通过气体加工厂的吸收、冷凝或其他方法以液体形式从天然气中分离出来。天然气液体主要包括乙烷、丙烷、丁烷和异丁烷。
网络-“净”天然气井和油井或“净”英亩是通过加上我们在总油井或英亩中的部分所有权工作权益来确定的。
净营收利息-在实施所有第三方利益(等于100%减去油井或财产的所有特许权使用费)后，我们在油井或财产收入中保留的权益。
选择权-一种合同，赋予买方权利，但不是义务，在规定的时间内以规定的价格购买或出售规定数量的商品或其他文书。
玩-已探明的含有商业数量碳氢化合物的地质地层。
高产井-正在生产石油或天然气或能够生产的油井。
已探明储量-在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计天然气、天然气和石油的数量，从某一特定日期起，从已知的储油层和在现有的经济条件、经营方法和政府条例下，可经济地生产天然气、天然气和石油的数量，除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。
已探明已开发储量-已探明储量，可通过现有设备和作业方法通过现有油井进行开采。
已探明未开发储量(PUD)-已探明储量可以合理确定地估计，可从未钻探探明面积的新油井或需要较大支出才能完井的现有油井中回收。
可靠的技术-一组经过现场测试的一种或多种技术(包括计算方法)
已被证明在被评价的地层中提供了具有一致性和重复性的合理确定的结果
或者以类似的队形。
水库-一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的天然气和/或石油的自然积聚，被不透水的岩石或水屏障所限制，并与其他储集层分开。
服务好-为支持现有油田的生产而钻探或完成的井。服务井的具体用途包括注气、注水和盐水处理等。
地层学 测试井-为获取构造或地层信息以帮助勘探石油和天然气而钻的孔。
向内翻转-当油井完工后，生产并最初转向销售。
井垫-为使钻机能够在天然气或油井的勘探和开发中作业而清理和平整的土地区域。
工作利益-使所有者有权在物业上钻探、生产和进行经营活动并从任何生产中分得一杯羹的权益。
缩写
| | |
CFTC-商品期货交易委员会 |
环境保护局--美国环境保护局 |
ESG-环境、社会和治理 |
FERC--联邦能源管理委员会 |
联邦贸易委员会--联邦贸易委员会 |
公认会计原则--美国公认会计原则 |
美国国税局-美国国税局 |
纽约商品交易所--纽约商品交易所 |
场外交易-柜台上 |
美国证券交易委员会--美国证券交易委员会 |
WTI--美国西德克萨斯中质油 |
测量结果
| | |
Bbl=枪管 |
Bcf=10亿立方英尺 |
Bcfe=10亿立方英尺天然气当量，一桶天然气和原油相当于6000立方英尺天然气 |
BTU=1英制热量单位 |
潜伏期=德克瑟姆或百万英制热量单位 |
Mbbl=千桶 |
麦克夫=1000立方英尺 |
麦克菲=1000立方英尺天然气当量，1桶天然气液化和原油相当于6000立方英尺天然气 |
MMbbl=百万桶 |
MMBtu=百万英热单位 |
MMCF=百万立方英尺 |
MMcfe=百万立方英尺天然气当量，一桶天然气和原油相当于6000立方英尺天然气 |
MMDth=百万塔瑟姆 |
Tcfe=万亿立方英尺天然气当量，一桶天然气和原油相当于6000立方英尺天然气 |
风险因素摘要
我们认为，与我们的业务相关的主要风险，以及与我们的股权或债务证券投资相关的主要风险，通常属于以下类别：
•与天然气钻井作业相关的风险。作为一家天然气生产商，我们的主要业务运营存在固有的风险。这些风险不一定是我们独有的，相反，我们行业的大多数运营商至少都有一些风险敞口。
•金融和市场风险。鉴于我们的主要产品和收入来源是天然气和NGL的销售，我们最重大的风险之一是大宗商品市场以及天然气和NGL的价格，这往往是不稳定的。此外，我们的业务是资本密集型的。整个市场的压力，或我们的具体财务状况--无论是由于大宗商品价格低迷、我们的对冲头寸、杠杆、信用评级、税法变化或其他原因--都可能使我们难以获得开展业务所需的资金。
•与我们的人力资本、技术和其他资源及服务提供商相关的风险。我们的业务和美国的能源电网主要是在数字系统上运行的。我们的员工依靠我们基于云的数字化工作环境来通信和访问日常运营所需的数据。虽然这些系统和基础设施使我们能够有效地向市场供应我们的天然气、NGL和石油，但它们也容易受到物理和网络安全威胁。同样，作为一家专注于数字的组织，我们寻找同时具有高度技术技能和数字素养的员工，可能很难吸引和留住符合这些标准的人员。此外，我们在阿巴拉契亚盆地运营，我们的大部分中游和供水服务由一家提供商Equitrans Midstream Corporation(Equitrans Midstream)提供，这使得我们很容易受到主要在一个主要地理区域运营并从该运营区域内的单一提供商获得大量服务相关风险的影响。
•法律和监管风险。在我们开展业务的背景下，我们需要遵守许多环境、能源、金融、房地产和其他法规，否则，我们可能面临罚款、处罚、调查、诉讼或其他法律程序。此外，公众对我们或天然气行业的负面看法，或消费者对天然气替代品的需求增加，可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生不利影响。
•与战略交易相关的风险。我们历史上一直参与，并预计我们将继续探索通过战略交易创造价值的机会，无论是通过合并和收购、资产剥离、合资企业或类似的商业交易。任何战略交易都存在固有的风险，这种风险可能会对执行此类战略交易预期获得的利益、结果和协同效应产生负面影响。
我们在第1A项“风险因素”下更详细地描述了这些风险。
警示声明
这份Form 10-K年度报告包含某些前瞻性陈述，符合修订后的1934年证券交易法(交易法)第21E节和修订后的1933年证券法第27A节。与历史或当前事实没有严格关系的陈述是前瞻性的，通常通过使用“预期”、“估计”、“可能”、“将”、“将”、“可能”、“预测”、“近似”、“预期”、“项目”、“打算”、“计划”、“相信”以及与未来经营或财务事项的讨论相关的其他类似含义或否定的词语来识别。在不限制上述一般性的情况下，本10-K年度报告中包含的前瞻性陈述包括在第1项“业务”中“战略”和“展望”一节中讨论的事项，在第7项“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中“趋势和不确定性”一节中讨论的事项，以及对我们的计划、战略、目标和增长以及预期的财务和经营业绩的预期，包括关于我们开发储量的战略的指导；钻井计划和方案，包括完成这些计划和方案的资金可用性；总资源潜力和钻井库存持续时间；预计的产销量和增长率；天然气价格；基础设施的变化和大宗商品价格对我们业务的影响；我们资产未来的潜在减值；预计的油井成本和资本支出；基础设施计划；获得监管批准的成本、能力和时间；我们成功实施和执行我们的运营、组织、技术和ESG计划的能力, 和实现该等举措的预期结果；预计的收集率和压缩率；潜在的收购交易或其他战略交易，其时机和我们从任何此类交易中实现预期的运营、财务和战略利益的能力，包括塔格山和XCL Midstream收购(定义见综合财务报表附注6)；任何偿还、赎回或回购我们的普通股、未偿还债务证券或其他债务工具的金额和时间；我们偿还债务的能力和该等注销的时间(如有)；股息的预计金额和时间；预计的现金流和自由现金流，及其时机；流动性和融资要求，包括资金来源和可获得性；我们维持或改善信用评级、杠杆水平和财务状况的能力；我们的对冲策略和预计的保证金申报义务；诉讼、政府监管和税务状况的影响；以及税法变化的预期影响。
本年度报告Form 10-K中包含的前瞻性陈述涉及风险和不确定因素，这些风险和不确定性可能会导致实际结果与预期结果大不相同。因此，投资者不应过度依赖前瞻性陈述作为对实际结果的预测。我们基于对未来事件的当前预期和假设，考虑到我们目前已知的所有信息，做出了这些前瞻性陈述。虽然我们认为这些预期和假设是合理的，但它们本身就受到重大商业、经济、竞争、监管和其他风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性很难预测，超出了我们的控制范围。可能影响我们业务运营、业绩和结果的风险和不确定性因素以及前瞻性表述包括但不限于本10-K年度报告中“风险因素”项1A.以及我们不时提交给美国证券交易委员会的其他文件中所阐述的风险和不确定性。
任何前瞻性陈述仅在该陈述发表之日起发表，除非法律另有要求，否则我们不打算因新信息、未来事件或其他原因而更正或更新任何前瞻性陈述。
储量工程是一个估计地下天然气、天然气和石油储量的过程，这些储量无法以准确的方式测量。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量、对这些数据的解释以及储量工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果可能证明对先前估计数的修订是合理的。如果意义重大，这样的修改将改变任何进一步生产和我们的开发计划的时间表。因此，储量估计可能与最终开采的天然气、天然气和石油的数量有很大不同。
在审阅本10-K表格年度报告中引用或提交的任何协议时，请记住，包含此类协议是为了提供有关此类协议条款的信息，而不是为了提供有关我们的任何其他事实或披露信息。协议可能包含我们的陈述和保证，在任何情况下都不应被视为对事实的明确陈述，而是在这些陈述被证明是不准确的情况下，将风险分摊给此类协议的一方。陈述和保证仅供该协议的适用一方使用，并且仅在相关协议的日期或该协议中可能规定的其他一个或多个日期作出，并受较新的事态发展的影响。因此，此类陈述和保证本身不能描述我们的实际状况或我们联属公司截至作出之日或任何其他时间的事务，不应被视为事实陈述。
第一部分
项目1.业务
一般信息
我们是一家天然气生产公司，业务集中在阿巴拉契亚盆地的马塞卢斯和尤蒂卡页岩。按日均销售量计算，我们是美国最大的天然气生产商。截至2022年12月31日，我们已探明的天然气、NGL和原油储量为25.0Tcfe，占地约200万英亩，其中包括Marcellus Play的约180万英亩。
战略
我们致力于负责任地发展我们的世界级资产基础，并成为所有利益相关者的首选运营商。通过倡导优先考虑运营效率、技术和可持续性的文化，我们寻求不断改进我们生产对环境负责、可靠的低成本能源的方式。我们通过一流的团队和文化、专注于ESG的运营、大量的核心钻探地点库存和强劲的资产负债表来衡量可持续性。我们相信，我们种植面积的规模和毗连性使我们有别于阿巴拉契亚盆地的同行，我们向现代数字化勘探和生产业务的演变增强了我们的战略优势。
我们的经营战略侧重于成功实施联合开发项目。联合开发是指同时开发多个多井板。联合开发通过最大限度地提高业务和资本效率，在储备开发过程的各个层面创造价值。在钻探阶段，钻井平台花更多的时间钻探，更少的时间过渡到新的地点。高级规划是寻求联合开发的先决条件，有助于输送散装水力压裂砂和管道输送的淡水和再生水(与卡车运输的水相反)，并提供持续满足完井供应需求和使用环境友好技术的能力。通过联合开发实现的运营效率将传递给我们的服务提供商，从而降低总体合同率。
综合发展的好处不只是经济上的好处，还包括环境和社会利益。我们已经开发了一个集成的ESG计划，与我们的联合开发驱动的运营战略相互作用。我们ESG计划的核心原则包括投资于技术和人力资本；改进数据收集、分析和报告；与利益相关者接触，以了解他们的需求和期望，并使我们的行动符合他们的需求和期望。与非联合开发作业的类似生产相比，联合开发意味着道路上的卡车更少，燃料使用量更少，噪音污染时间更短，受中游管道建设影响的区域更少，现场作业持续时间更短，所有这些都促进了对安全、环境保护和社会责任的更多关注。
我们相信，联合开发项目是实现可持续的低油井成本和更高的投资资本回报的关键。我们的业务模式旨在使我们能够产生可持续的自由现金流，相应地，我们实施了稳健的资本配置战略，旨在负责任地发展我们的资产，同时通过股息、战略性股票回购和债务偿还的组合向我们的股东返还资本。我们还专注于维护投资级信用指标，这使我们能够获得更低的资本成本，并进一步提高股东回报。
我们的战略，特别是联合开发项目，需要大量的超前规划，包括建立一个大型、连续的租赁职位；提前获得监管许可和获取压裂砂和水；及时核查中游连通性；以及对内部和外部刺激做出快速反应的能力。如果没有现代化的数字化运营模式，或者没有能够实现这种规模运营的种植面积，联合开发是不可能的。此外，我们相信，通过精选的战略交易可以放大我们运营模式的好处，我们的战略的一部分包括通过合并和收购、资产剥离、合资企业和类似的商业交易创造价值，以及投资于旨在补充我们核心业务运营的能源过渡机会，在某些情况下，使我们的核心业务运营多样化。
我们相信，我们专有的数字工作环境，加上我们资产基础的规模和连续性，使我们处于独特的地位，可以在我们的核心土地位置执行多年的联合开发项目清单。我们的运营战略利用这种差异化来推进我们的使命，即成为所有利益相关者的首选运营商，同时帮助解决国内和全球的能源安全和负担能力问题。
2022年亮点
•业务活动产生的现金净额为34.66亿美元。
•获得惠誉和标普的投资级信用评级，并在穆迪将前景上调至正面。
•通过债务偿还、股票回购和分红实现我们的资本回报战略。
◦偿还或购回总计8.26亿美元的优先票据本金。
◦回购了8500万美元的可转换票据本金总额，使我们的完全稀释后的股份数量减少了570万股。
◦回购了3.93亿美元的普通股，使我们的股票数量减少了1310万股。
◦季度基本股息增加20%，至每股0.15美元(年化每股0.60美元)。
◦向股东支付了2.04亿美元的股息。
•授权在2023年12月31日之前回购最多20亿美元的我们的股票。
•宣布了收购TUG Hill和XCL Midstream的协议。
•加入标准普尔500指数，加入美国经济所有行业的顶级公司行列。
•我们成功地完成了将天然气驱动的气动设备从我们的生产运营中淘汰的倡议，从而有效地减少了我们的甲烷和碳排放。
•宣布阿巴拉契亚地区清洁氢枢纽(ARCH2)与西弗吉尼亚州和领先的能源和技术公司合作。
•宣布阿巴拉契亚甲烷倡议(AMI)合作，以进一步加强整个阿巴拉契亚盆地的甲烷监测。
展望
2023年，我们预计总资本支出约为17亿至19亿美元，不包括可归因于非控股权益和收购的金额。我们预计计划的资本开支分配如下：约1400至15.35亿美元用于储备开发，约1.2亿至1.4亿美元用于土地和租赁收购，约1.25亿至1.6亿美元用于其他生产基础设施，约5500万至6500万美元用于资本化间接费用。2023年，我们预计我们的销售额将在1,900至2,000 Bcfe之间，不包括可归属收购金额。
我们致力于维持投资级信用指标，我们的目标是在2022年1月1日至2023年12月31日期间偿还至少40亿美元的债务，这取决于塔格希尔和XCL Midstream收购的发生和时间以及大宗商品市场的整体表现。我们的资本分配计划专注于维持产量，同时向股东返还资本，包括通过我们的股票回购计划，根据该计划，我们被授权回购最多20亿美元的已发行普通股，以及我们的季度现金股息，目前的年利率为每股0.60美元。此外，我们调整了我们的对冲策略，我们相信这将缓解未来天然气和天然气价格波动的风险，从而使我们能够执行我们的资本支出、债务偿还和股东回报战略。
我们的收入、收益、流动性和增长能力在很大程度上取决于我们收到的价格，以及我们开发天然气、天然气和石油储量的能力。由于大宗商品价格的波动性，我们无法预测我们最终销售点的天然气、天然气和石油市场价格未来的潜在变动，因此无法预测价格对我们运营的最终影响。天然气、天然气和石油价格的变化可能会影响我们的发展计划，这将增加或减少我们的发展步伐和储备水平，以及我们的收入、收益或流动性。较低的价格和我们开发计划的变化也可能导致我们的石油和天然气资产的账面价值发生非现金减值，或者下调我们估计的已探明储量。任何此类减值或下调我们的估计储备，都可能对我们造成重大影响。
请参阅项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”和合并财务报表附注1中的“关键会计政策和估计”，以讨论我们的会计政策以及与天然气、NGL和石油生产活动的会计以及我们的石油和天然气资产减值相关的重大假设。另见项目1A，“风险因素--天然气、天然气和石油价格下跌，以及我们发展战略的变化，已导致我们的某些资产减值。未来大宗商品价格的下降、经营成本的增加或油井业绩的不利变化，或我们发展战略的进一步变化，可能导致我们资产的账面价值进一步减记，包括长期无形资产，这可能对我们未来的经营业绩产生重大不利影响。”
细分市场和地理信息
我们的业务由一个可报告的部门组成。我们有一个单一的全公司管理团队，将所有物业作为一个整体进行管理，而不是按独立的运营部门进行管理。我们把财务业绩作为单个企业来衡量，而不是按地区来衡量。我们几乎所有的资产和业务都位于阿巴拉契亚盆地。
储量
下表概述了我们已探明的已开发和未开发的天然气、NGL和原油储量，使用前12个月每月1日的平均收盘价，并按产品和业务分类。基本上，我们所有的储备都是持续积累的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| | 天然气 | | 天然气液化石油气与原油 | | 总计 |
| | | | | |
| (Bcf) | | (MMbbl) | | (Bcfe) |
| 已探明已开发储量 | 16,541 | | | 162 | | | 17,514 | |
| 已探明未开发储量 | 7,284 | | | 34 | | | 7,489 | |
| 总探明储量 | 23,825 | | | 196 | | | 25,003 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 马塞卢斯 | | 俄亥俄州尤蒂卡 | | 其他 | | 总计 |
| | | | | | | |
| (Bcfe) |
| 已探明已开发储量 | 16,718 | | | 708 | | | 88 | | | 17,514 | |
| 已探明未开发储量 | 7,468 | | | 17 | | | 4 | | | 7,489 | |
| 总探明储量 | 24,186 | | | 725 | | | 92 | | | 25,003 | |
下表汇总了我们已探明的已开发储量和未开发储量，使用的是前12个月每月1日的平均收盘价，并按州分类。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | | | 总计 |
| | | | | | | | | |
| (Bcfe) |
| 已探明已开发生产储量 | 12,775 | | | 3,461 | | | 680 | | | | | 16,916 | |
| 已探明的已开发未动用储量 | 461 | | | 109 | | | 28 | | | | | 598 | |
| 已探明未开发储量 | 4,933 | | | 2,539 | | | 17 | | | | | 7,489 | |
| 总探明储量 | 18,169 | | | 6,109 | | | 725 | | | | | 25,003 | |
| | | | | | | | | |
| 已探明未开发钻探地点总数 | 256 | | | 126 | | | 6 | | | | | 388 | |
| 净探明未开发钻探地点 | 194 | | | 106 | | | 1 | | | | | 301 | |
我们的2022年总探明储量较2021年增加41个Bcfe，或0.2%，这是由于扩建、发现及其他增加2,495个Bcfe，以及从2022年资产收购中收购141个Bcfe(定义见综合财务报表附注6)，但因生产1,940个Bcfe及修订先前估计的655个Bcfe而部分抵销。
与2021年相比，我们2022年已探明的未开发储量减少了254Bcfe，或3.3%。下表提供了我们已探明的未开发储量的前滚。
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| 已探明未开发储量 |
| |
| (Bcfe) |
| 2022年1月1日的余额 | 7,743 | |
| 转换为已探明的已开发储量 | (1,365) | |
| 原地储备的收购 | 141 | |
| 修订以前的估计数(A) | (1,107) | |
| 扩展、发现和其他增加(B) | 2,077 | |
| 2022年12月31日的余额 | 7,489 | |
(a)包括：(1)与已探明的未开发地点有关的1,625个Bcfe的负面修订，这些地点在#年内预计不再被开发为已探明储量五主要受第三方影响而导致的开发进度变化导致的初始预订年数；以及(Ii)主要由于所有权权益的变化而对518 Bcfe进行了积极修订。
(b)由2,077个Bcfe组成，这些已探明的未开发新增矿藏与以前未探明但已探明的面积相关，这是由于2022年的储量开发扩大了我们已探明的地点的数量，并增加了我们的五年钻探计划。
截至2022年12月31日，我们有零口已探明未开发储量的油井，自预订时间起五年以上仍未开发。
下表提供了来自已探明储量的估计未来净现金流量(不包括未平仓衍生合约)、按10%(PV-10)贴现的这些净现金流量的现值以及过去三年用于预测净现金流量的价格。我们的储量估计不包括任何可能或可能的储量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (百万，不包括价格) |
| 未来净现金流 | $ | 87,612 | | | $ | 36,567 | | | $ | 7,543 | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | 40,065 | | | 17,281 | | | 3,366 | |
| PV-10 (a) | 51,512 | | | 21,496 | | | 3,967 | |
| 价格，包括区域调整： | | | | | |
| 天然气价格(美元/mcf) | $ | 5.543 | | | $ | 2.694 | | | $ | 1.380 | |
| NGL价格(美元/桶) | 38.66 | | | 29.95 | | | 11.97 | |
| 油价(美元/桶) | 76.83 | | | 51.57 | | | 20.94 | |
(a)PV-10是一项非公认会计准则的财务指标。PV-10源自对未来净现金流量贴现的标准化计量(标准化计量)，这是使用美国公认会计准则计算的最直接的可比性财务计量。PV-10与标准衡量标准不同，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。我们相信，PV-10的公布对投资者是相关和有用的，因为它展示了公司持有的已探明储量的贴现未来现金流量净额，而不考虑此类实体的具体所得税特征，并且是评估我们的石油和天然气资产的相对货币意义的有用指标。投资者可以利用PV-10作为基础，将我们已探明储量的相对规模和价值与其他公司进行比较。PV-10不应被视为根据美国公认会计原则确定的标准衡量标准的替代品，或比其更有意义。PV-10和标准化措施都不代表对我们石油和天然气资产的公平市场价值的估计。关于标准化措施与PV-10的对账，见下文。
未来净现金流是指出售已探明储量的预计收入，扣除生产和开发成本(包括运输和收集费用、运营费用和生产税)和估计所得税后的净额。收入是基于每月第一天定价的12个月未加权平均值，没有升级。未来现金流减去估计生产成本、行政成本、开发及生产已探明储量的成本及废弃成本，所有这些均基于每年年底的当前经济状况。不能保证已探明的储量将在未来生产，也不能保证价格、生产或开发成本保持不变。在估计储量和相关信息时，存在许多固有的不确定性。见综合财务附注16
用于进一步讨论我们储量估计的编制和逐年变化的报表，以及天然气和原油储量估计未来现金流量估计的标准化计量的计算。
下表提供了标准化措施与PV-10的对账。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (百万) |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 40,065 | | | $ | 17,281 | | | $ | 3,366 | |
| 未来净收入的估计贴现所得税 | 11,447 | | | 4,215 | | | 601 | |
| PV-10 | $ | 51,512 | | | $ | 21,496 | | | $ | 3,967 | |
如果在计算标准化措施时使用的价格反映的是截至2022年12月30日的五年条带定价，并且此后保持不变，则使用(I)NYMEX五年条带，使用德克萨斯东部输电公司M-2、横贯大陆天然气管道、Leidy Line和田纳西天然气管道公司，4-300段天然气，以及(Ii)NYMEX WTI五年期石油条带，根据与标准化措施中使用的区域差异进行调整，并保持所有其他假设不变，我们的总探明储量将为24,971 Bcfe。我们已探明储量的税后标准化计量将为226.25亿美元，贴现后的未来税前净现金流将为291.69亿美元。在这些资产的剩余寿命内，按产量加权的平均实现产品价格将为每桶石油50.13美元，每桶天然气27.3美元，每立方米天然气3.565美元。
纽约商品交易所已探明储量的露天价格及相关指标旨在说明储量对市场对大宗商品价格预期的敏感性，不应与美国证券交易委员会已探明储量的定价混淆，也不应遵守美国证券交易委员会的定价假设。我们认为，使用NYMEX远期条带价格展示储量和相关指标为投资者提供了有关我们储量的更多有用信息，因为远期价格是基于市场对截至某个日期的石油和天然气价格的前瞻性预期。我们未来能够以何种价格出售我们的产品，是我们储量可能的经济生产能力的主要决定因素。我们根据期货价格对一定数量的未来产量进行对冲。此外，我们使用这些基于市场的前瞻性数据来制定我们的钻井计划，评估我们的资本支出需求，并预测未来的现金流。虽然NYMEX的露天价格代表了对未来定价的普遍估计，但此类价格只是一个估计，不一定是对未来石油和天然气价格的准确预测。未来的实际价格可能与纽约商品交易所的价格有很大不同；因此，实际产生的收入和价值可能比披露的金额多或少。投资者在考虑我们的外汇储备时，应谨慎考虑远期价格作为美国证券交易委员会定价的补充，而不是替代。
根据我们已探明的未开发储量和可能储量的组合，我们估计我们在宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州马塞卢斯页岩地区的未开发钻探库存约为2,400个净位置。以我们目前的钻井速度，这些净位置提供了20多年的钻井库存，基于未开发的净马塞卢斯英亩，平均预期横向长度为12,000英尺，井间距为1,000英尺。我们相信，我们的联合发展战略，加上我们位于主要核心资产基础上的未开发库存，将带来可持续的自由现金流产生和更高的投资资本回报。
下表汇总了我们用于储备发展的资本支出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (百万) |
马塞卢斯 | $ | 1,102 | | | $ | 788 | | | $ | 737 | |
| 尤蒂卡 | 29 | | | 40 | | | 102 | |
| 总计 | $ | 1,131 | | | $ | 828 | | | $ | 839 | |
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度中，不包括每麦克菲的生产税的租赁运营费用分别为0.08美元、0.07美元和0.07美元。
属性
本公司大部分土地均以租赁方式持有，或以永久地役权或取得的其他权利占用，而大部分土地所有权并无担保。我们总面积的大约32%是开发的。我们保留了大部分土地的深层钻探权。
下表总结了我们按州分列的种植面积。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | | | 总计 |
| | | | | | | | | |
| 总总产面积 | 465,353 | | | 133,541 | | | 52,480 | | | | | 651,374 | |
| 未开发总面积 | 887,195 | | | 361,896 | | | 115,453 | | | | | 1,364,544 | |
| 总种植面积 | 1,352,548 | | | 495,437 | | | 167,933 | | | | | 2,015,918 | |
| | | | | | | | | |
| 总净生产面积 | 384,185 | | | 144,833 | | | 38,341 | | | | | 567,359 | |
| 未开发总净面积 | 777,936 | | | 339,701 | | | 104,338 | | | | | 1,221,975 | |
| 总净种植面积 | 1,162,121 | | | 484,534 | | | 142,679 | | | | | 1,789,334 | |
| | | | | | | | | |
| 已探明储量的平均净收益利息(A) | 59.2 | % | | 76.1 | % | | 43.9 | % | | | | 61.1 | % |
(a)截至2022年12月31日，已探明开发储量的平均净收入利息在宾夕法尼亚州西南部为79.8%，在宾夕法尼亚州东北部为30.5%。
我们在有发展目标的地区有一个积极的租约续签计划。如果没有建立生产或我们不延长或续订我们即将到期的租约条款，截至2022年12月31日的净未开发面积中的25,797，27,728和17,096将分别在截至2023年12月31日、2024年和2025年12月31日的年度到期。
下表按州汇总了我们的天然气、天然气和石油的产销量。
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| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | 总计 |
| | | | | | | |
| (MMcfe) |
| | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | 1,493,568 | | | 323,113 | | | 123,362 | | | 1,940,043 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 1,422,294 | | | 271,747 | | | 163,776 | | | 1,857,817 | |
| 截至2020年12月31日的年度 | 1,051,869 | | | 267,708 | | | 178,215 | | | 1,497,792 | |
生产井
下表汇总了我们的生产气井和正在生产的天然气井。截至2022年12月31日，我们没有生产或正在生产的油井。
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| 2022年12月31日 |
| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | | | 总计 |
| | | | | | | | | |
| 生产井： | | | | | | | | | |
| 总产油井总数(A) | 3,666 | | | 744 | | | 287 | | | | | 4,697 | |
| 总净生产井数 | 2,758 | | | 702 | | | 143 | | | | | 3,603 | |
| 正在处理的油井： | | | | | | | | | |
| 在役油井总数 | 196 | | | 155 | | | 3 | | | | | 354 | |
| 在制品井净值合计 | 165 | | | 142 | | | 1 | | | | | 308 | |
(a)在我们的总产油井中，宾夕法尼亚州有608口常规油井，西弗吉尼亚州有3口常规油井。我们在俄亥俄州没有常规油井。
钻探活动
下表汇总了我们已完成的净产能开发井。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，我们没有打任何净干开发井、净产量探井或净干探井。
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| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | 总计 |
| 截至2022年12月31日的年度 | 55 | | | 26 | | | 2 | | | 83 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | 60 | | | 17 | | | 5 | | | 82 | |
| 截至2020年12月31日的年度 | 84 | | | 6 | | | 8 | | | 98 | |
下表汇总了我们在2022年开始钻井作业(SPUD)的总井数和净井数。
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| 宾夕法尼亚州 | | 西弗吉尼亚州 | | 俄亥俄州 | | 总计 |
| 总井泥浆 | 123 | | | 17 | | | 16 | | | 156 | |
| 净井固井 | 75 | | | 7 | | | 2 | | | 84 | |
市场和客户
天然气销售。天然气是一种大宗商品，因此，我们生产的天然气通常会得到基于市场的定价。阿巴拉契亚盆地天然气的市场价格通常低于路易斯安那州NYMEX Henry Hub(NYMEX天然气期货的定价地点)，这是由于美国东北部天然气供应增加，以及将供应输送到其他地区的管道能力有限。为了保护我们的现金流不受大宗商品价格变化风险的过度影响，我们对我们预测的天然气产量的一部分进行了对冲，大部分是NYMEX天然气价格。我们还通过衍生工具来对冲基差。有关我们的套期保值策略和衍生工具的资料，请参阅第7项“管理层对财务状况及经营结果的讨论及分析”中的“商品风险管理”、第7A项“有关市场风险的定量及定性披露”及综合财务报表附注3。
NGL销售量。我们主要销售从我们的天然气生产中回收的NGL。我们主要与MarkWest Energy Partners，L.P.(MarkWest)签订合同，加工我们的天然气，并从生产的天然气中提取更重的碳氢化合物流(主要由乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油组成)。我们还与MarkWest签订了合同，销售我们的部分NGL。此外，我们还与Williams Ohio Valley Midstream LLC签订了合同，以加工我们的天然气并销售我们的部分NGL。
平均售价。下表列出了我们每单位天然气、天然气和石油的平均销售价格，包括现金结算衍生品的影响和不受现金结算衍生品影响的情况。
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| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 天然气(美元/mcf)： | | | | | |
| 平均销售价格，不包括现金结算的衍生品 | $ | 6.22 | | | $ | 3.54 | | | $ | 1.73 | |
| 平均销售价格，包括现金结算的衍生产品 | 3.00 | | | 2.38 | | | 2.37 | |
| NGL，不包括乙烷(美元/桶)： | | | | | |
| 平均销售价格，不包括现金结算的衍生品 | $ | 53.26 | | | $ | 44.50 | | | $ | 20.51 | |
| 平均销售价格，包括现金结算的衍生产品 | 49.35 | | | 32.18 | | | 20.39 | |
| 乙烷(美元/桶)： | | | | | |
| 平均售价 | $ | 14.20 | | | $ | 8.85 | | | $ | 3.48 | |
| 石油(美元/桶)： | | | | | |
| 平均售价 | $ | 77.06 | | | $ | 56.82 | | | $ | 25.57 | |
| 天然气、天然气和石油(美元/麦克菲)： | | | | | |
| 平均销售价格，不包括现金结算的衍生品 | $ | 6.24 | | | $ | 3.66 | | | $ | 1.77 | |
| 平均销售价格，包括现金结算的衍生产品 | 3.17 | | | 2.50 | | | 2.37 | |
有关定价的其他信息，请参阅项目7“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”中的“已实现平均价格调节”。
天然气营销。EQT Energy，LLC是我们的间接全资营销子公司，主要为我们的利益提供营销服务和合同管道能力管理服务。EQT Energy，LLC还从事风险管理和对冲活动，以限制我们对市场价格变化的敞口。
顾客。我们向位于阿巴拉契亚盆地以及通过我们的运输产品组合进入的市场的营销人员、公用事业公司和工业客户销售天然气和NGL，特别是在预期未来需求增长的地方，如墨西哥湾沿岸、中西部、美国东北部和加拿大。截至2022年12月31日，我们约44%的销售量进入阿巴拉契亚以外的市场。我们不依赖于任何一个客户，并相信失去任何一个客户都不会对我们销售天然气、NGL和石油的能力产生不利影响。
我们拥有每天约3.6bcf的坚固管道外卖能力和0.9bcf的坚固处理能力。此外，我们承诺，在山谷管道投入使用之日，该管道的初始产能为每天1.29 bcf。这些确定的运输和加工协议可能需要最低数量的交付承诺，我们预计主要通过现有储量的生产来履行。
于二零二一年，吾等与一家投资级实体订立长期资产管理协议，根据该协议，吾等同意每日向投资级实体交付及出售最多525,000吨天然气，为期最长六年，同时在山谷管道投入服务之日管理及使用我们承诺的产能。资产管理协议受制于目前未满足的条件；因此，其影响已被排除在上文所述的山谷管道的公司能力和下表概述的总承诺额时间表之外。
我们已经签约同意向不同的客户提供固定数量的天然气和天然气液化天然气，我们预计将利用现有储量的产量来实现这一目标。我们定期监测我们已探明的已开发储量，以确保有足够的可用储量来履行未来一至三年的承诺。下表汇总了截至2022年12月31日的总承诺额。
| | | | | | | | | | | |
| 天然气 | | NGL |
| | | |
| (Bcf) | | (Mbbl) |
| 截至12月31日止的年度， | | | |
| 2023 | 1,350 | | | 9,423 | |
| 2024 | 606 | | | 5,490 | |
| 2025 | 408 | | | 5,475 | |
| 2026 | 360 | | | 4,250 | |
| 2027 | 328 | | | 3,650 | |
| 此后 | 2,155 | | | 34,690 | |
季节性
一般来说，天然气需求在夏季减少，在冬季增加。温和的冬季或夏季等季节性异常也可能影响需求。
竞争
其他天然气生产商在收购资产、寻找和开发储量、生产和销售天然气和天然气以及确保开展业务所需的服务、劳动力、设备和运输方面与我们展开竞争。我们的竞争对手包括独立的石油和天然气公司、大型石油和天然气公司、个体生产商、运营商和营销公司，以及生产我们生产的商品的替代品的其他能源公司。
监管
我们的运营规则。我们的勘探和生产作业受各种联邦、州和地方法律和法规的约束，包括与下列有关的法规：井的位置；钻井、建井、井模拟、水力压裂和套管设计；用于井模拟目的的取水和采购；井生产；防止漏油计划；石油和天然气附带液体和材料的使用、运输、储存和处置。
这些活动包括：开采作业；地面使用和油井或其他设施所在财产的复垦；油井的封堵和废弃；特许权使用费和税款的计算、报告和支付；以及在某些情况下的生产收集。这些规定，以及在获得相关授权方面的任何延误，可能会影响开发我国天然气资源的成本和时机。
我们的作业还须遵守保护和相关权利条例，包括以下规定：规定钻井和间隔单位或现场规则单位的大小；倒退；可在一个单位内或在其他井附近钻探的井的数量；在煤矿作业和某些其他结构附近的钻探；以及天然气性质的单位化或汇集。俄亥俄州允许法定的土地合并或统一，以促进开发和勘探。在宾夕法尼亚州，租约整合立法授权联合开发现有的毗连租约。西弗吉尼亚州历史上只允许对尤蒂卡面积和其他深井进行法定汇集，这要求运营商依赖自愿汇集土地和租赁来开发马塞卢斯耕地。然而，2022年3月，西弗吉尼亚州立法机构通过了参议院第694号法案，允许拟议水平井的运营商(无论地层如何)在拟议的水平井单元中75%的矿产权益所有者和55%的工作权益所有者同意开发的情况下，开发未经同意、下落不明和不明身份的所有者的面积。参议院第694号法案及其相应的单位化条款于2022年6月7日生效。此外，国家保护和石油和天然气法律一般限制天然气的排放或燃烧。各州还实施了某些监管要求，要求在我们剥离油井的情况下将油井转让给第三方或停止运营。
我们维持有限的收集作业，这些作业受各种联邦和州环境法以及当地分区条例的约束，包括：压缩机站和脱水装置的空气许可要求和其他许可要求；压缩机站和管道建设项目的侵蚀和沉积物控制要求；压缩机站的废物管理要求和防止泄漏计划；空气许可和废物管理实践的各种记录和报告要求；遵守安全法规，包括交通部管道和危险材料安全管理局的法规；以及压缩机站的选址和噪音法规。这些规定可能会增加现有管道和压缩机站的运营成本，并增加开发新的或扩建的管道和压缩机站的成本和时间。
2010年，国会通过了全面的金融改革立法，建立了对场外衍生品市场和参与该市场的实体(如我们)的联邦监督和监管。这项立法被称为《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(《多德-弗兰克法案》)，要求商品期货交易委员会、美国证券交易委员会和其他监管机构颁布实施这项立法的规则和法规。除其他事项外，《多德-弗兰克法案》规定了保证金要求，并要求某些类别的掉期交易的清算和交易执行做法，并可能导致某些市场参与者需要削减或改变其衍生品活动。《多德-弗兰克法案》还创造了新的受监管市场参与者类别，如“掉期交易商”(SDS)和“基于证券的掉期交易商”(SBSD)，它们受到大量新资本、注册、记录保存、报告、披露、商业行为和其他监管要求的约束，其中许多要求已经实施。这一监管框架大大增加了衍生品终端用户(如我们自己)进行衍生品交易的成本。特别是，新的保证金要求和资本收费，即使不直接适用于我们，也提高了我们交易的衍生品的定价。
新的交易所交易保证金规定、交易报告要求和持仓限制可能会导致我们的衍生品交易的流动性发生变化或定价更高。尽管如此，我们的套期保值活动不受强制清算或与强制清算相关的保证金要求的约束，尽管我们受到与多德-弗兰克法案相关的某些记录保存和报告义务的约束。此外，我们的未清算掉期不受监管保证金要求的约束。最后，我们相信，根据适用的联邦和交易所授权的头寸限制规则，我们的大部分(如果不是全部)对冲活动构成了真正的对冲，不会受到此类规则下的限制的实质性影响。
除了与衍生品相关的美国法律法规外，某些非美国监管机构已经通过或提议，或可能在未来提出类似于《多德-弗兰克法案》规定的立法。例如，欧盟立法对某些大宗商品交易规定了头寸限制，《欧洲市场基础设施条例》(EMIR)要求报告衍生品和各种风险缓解技术，适用于受EMIR约束的各方签订的衍生品。全球各地都在制定其他类似的法规，它们可能会增加我们的经营成本，即使这些法规对我们没有直接约束力。
监管机构定期审查或审计我们对适用监管要求的合规性。我们预计，遵守管理我们目前业务的现有法律和法规不会对我们的资本支出、收益或竞争地位产生实质性的不利影响。定期考虑影响石油和天然气行业的其他提案
国会、各州、监管机构和法院。我们无法预测任何此类建议何时或是否会生效，也无法预测这些建议对我们可能产生的影响。
以下是一些现行法律、规则和法规的摘要，我们的业务运营受到这些法律、规则和法规的约束。
天然气销售和运输。运输的可获得性、条件和成本对石油和天然气的销售有很大影响。州际运输和转售石油和天然气受联邦监管，包括监管州际运输、储存和各种其他事项的条款、条件和费率，主要由FERC监管。联邦和州的法规管理着石油和天然气管道运输的价格和条款。FERC对州际石油和天然气运输的规定在某些情况下也可能影响石油和天然气的州内运输。
从历史上看，联邦立法和监管控制影响了我们生产的天然气的价格和我们销售产品的方式。根据1938年《天然气法》(NGA)和1978年《天然气政策法》，FERC对天然气公司在州际商业中运输和转售天然气拥有管辖权。自1978年以来颁布的各种联邦法律已经取消了对首次销售的国内天然气销售的所有价格和非价格控制，其中包括我们自己生产的所有销售。根据2005年的《能源政策法》，FERC拥有禁止操纵天然气市场和执行其规则和命令的实质性执行权，包括有权对每一次违规行为评估每天近150万美元的巨额民事罚款，并返还与任何违规行为相关的利润。虽然我们的生产活动没有受到FERC作为NGA下的天然气公司的监管，但我们必须报告在此类交易使用、有助于或可能有助于形成价格指数的范围内以批发方式购买或销售的天然气的总量。此外，国会可能会制定立法，或者FERC可能会通过一些法规，可能会对我们某些原本不属于FERC的司法设施进行进一步的监管。如果未来不遵守这些规定，我们可能会受到民事处罚。
CFTC还有权监督实物、期货和其他衍生品能源大宗商品市场的某些领域，包括天然气、NGL和石油。对于天然气和其他能源商品的实物买卖，以及我们进行的任何相关对冲活动，我们必须遵守CFTC执行的反市场操纵和破坏性交易行为法律和相关法规。CFTC还拥有相当大的执法权，包括评估民事处罚的能力。
FERC还监管州际天然气运输费率和服务条件，并确定我们可以使用州际天然气管道能力的条款，这会影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售和释放天然气管道能力中获得的收入。从1985年开始，FERC颁布了一系列命令、法规和规则制定，极大地促进了天然气运输和营销业务的竞争。今天，州际管道公司被要求向生产商、营销者和其他托运人提供非过度歧视的运输服务，无论这些托运人是否隶属于州际管道公司。FERC的举措促进了天然气采购和销售市场的竞争和开放，允许所有天然气购买者直接从管道以外的第三方卖家那里购买天然气。然而，天然气行业历来受到非常严格的监管；因此，我们不能保证FERC和国会目前奉行的不那么严格的监管方法将无限期地持续到未来，我们也无法确定未来的监管变化可能会对我们的天然气相关活动产生什么影响。
根据联邦能源监管委员会的现行监管制度，运输服务必须在开放、非歧视性的基础上以基于成本的费率或协商费率提供，这两种费率都有待联邦能源监管委员会的批准。FERC还允许有管辖权的天然气管道公司在有争议的运输市场竞争充分的情况下收取基于市场的费率。收集服务发生在FERC-辖区传输服务的上游，由各州在岸上和州水域进行管理。NGA第1(B)条豁免天然气收集设施受FERC根据NGA作为天然气公司的规管。尽管FERC规定了确定设施是执行非管辖权收集功能还是执行管辖权传输功能的一般测试，但FERC对设施分类的确定是在个案的基础上进行的。如果FERC发布命令，将某些管辖范围内的传输设施重新归类为非管辖范围的收集设施，并且根据该决定的范围，我们将天然气运输到销售点地点的成本可能会增加。我们认为，收集我们天然气的第三方天然气管道符合FERC用来确立管道采集者地位的传统测试，不受天然气公司的监管。然而，FERC监管的运输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别可能会受到潜在的诉讼，这些收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的裁决而改变。国家对自然资源的管理
气体收集设施通常包括各种职业安全、环境要求，在某些情况下，还包括非歧视性要求。尽管这样的规定还没有得到国家机构的普遍肯定，但天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。
石油和天然气液化石油气价格控制和运输费率。石油和天然气的销售价格目前不受监管，按市场价格制定。然而，我们的这些商品的销售受到联邦贸易委员会发布的法律和法规的约束，禁止石油批发市场的操纵或欺诈行为。根据这些规定，联邦贸易委员会拥有相当大的执法权，包括有权评估每次违规行为每天超过140万美元的民事罚款。如上所述，我们对这些商品的销售以及任何相关的套期保值活动也受到CFTC监督和执法机构的监管。
我们从销售我们生产的石油和NGL中获得的价格可能会受到将这些产品运往市场的成本的影响。我们的一些石油和NGL运输是通过FERC监管的州际公共运输管道。自1995年1月1日起，联邦能源管制委员会实施的条例普遍扩大了以前批准的所有州际运输费率，并为这些费率建立了一个指数制度，根据这些制度每年根据通货膨胀率进行调整，但须受某些条件和限制的限制。FERC对原油和NGL运输费率的监管可能会增加通过州际管道运输原油和NGL的成本，尽管每年的调整可能会导致特定年份的费率下降。每五年，FERC必须审查适用指数的年度变化与输油管道行业经历的实际成本变化之间的关系。FERC 2021年至2026年的五年指数水平于2021年7月1日生效。2022年1月，FERC发布了一项命令，要求重新审理，降低指数水平，并指示输油管道重新计算2021年7月1日至2022年6月30日的上限水平，以确保符合新的指数水平。
环境、健康和安全法规。我们的业务运营还受到许多严格的联邦、州和地方环境、健康和安全法律法规的约束，这些法律和法规涉及以下方面：向环境释放、排放或排放材料；产生、储存、运输、搬运和处置某些材料，包括固体和危险废物；员工和公众的安全；污染；场地补救；以及保存或保护人类健康和安全、自然资源、野生动物和环境。除其他外，我们在规划、设计、建造、操作、封堵和废弃油井和相关设施时，必须考虑到环境、健康和安全条例。违反这些法律可能会导致重大的行政、民事和刑事处罚。这些法律和法规可能要求我们在钻探或其他受管制的活动开始之前获得许可；限制钻探和生产过程中可释放到环境中的各种物质的类型、数量和浓度；管理钻探和完井过程中用水的来源和处置；限制或禁止在某些地区和某些位于荒野、湿地和其他保护区或具有濒危或受威胁物种限制的地区的钻探活动；要求采取某种形式的补救行动来防止、补救或减轻作业造成的污染，例如封堵废弃的井或关闭土坑；制定针对工人保护的具体健康和安全标准；并对运营或未遵守适用法律法规造成的污染追究重大责任。此外，这些法律法规可能会限制我们的生产速度。
此外，趋势是对可能影响环境的活动进行更严格的监管。国会、联邦机构、各州、地方政府和法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何这样的提议何时或是否会生效。因此，我们无法预测合规的未来成本或影响。行业的监管负担增加了做生意的成本，影响了盈利能力。然而，我们已经建立了程序，用于对我们的运营进行持续评估，以确定潜在的环境暴露并跟踪监管政策和程序的遵守情况。
以下是经不时修订的更重要的环境和职业健康安全法律和法规的摘要，我们的业务运营必须遵守这些法规，遵守这些法规可能会对我们的财务状况、收益或现金流产生重大不利影响。
危险物质和废物处理。《全面环境反应、赔偿和责任法》(CERCLA)，也被称为“超级基金”法，以及类似的州法律，对某些类别的人施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性，这些人被认为是造成“危险物质”排放到环境中的元凶。这些人包括处置地点或发生泄漏的地点的现任和过去的所有者或经营者，以及在发生泄漏的地点处置或安排处置危险物质的公司。根据《环境与自然资源保护法》，这些人可能要对已排放到环境中的有害物质的清理费用和对自然资源的损害承担连带严格的责任，邻近的土地所有者和其他第三方就人身伤害和财产损害提出索赔的情况并不少见。
据称是由释放到环境中的有害物质造成的。此外，尽管《CERCLA》第101(14)条目前包括原油和天然气，但我们在运营过程中产生的材料可能根据其特性被作为危险物质进行监管；然而，我们不知道根据CERCLA产生的任何责任，我们可能要对其负责，从而对我们产生重大和不利影响。
《资源保护和回收法》(RCRA)和类似的州法律对无害和危险固体废物的产生、处理、储存、处理和处置制定了详细的要求。RCRA明确将与勘探、开发或生产原油、天然气或地热能相关的钻井液、产出水和其他废物排除在法规之外，作为危险废物。然而，这些废物可能由环保局或州机构根据RCRA不那么严格的无害固体废物条款进行管理，或者根据州法律或其他联邦法律进行管理。此外，这些特殊的石油和天然气勘探、开发和生产废物目前被归类为无害固体废物，未来也有可能被归类为危险废物。州或联邦计划的任何变化都可能导致我们管理和处置废物的成本增加，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
我们目前拥有、租赁或运营多年来一直用于石油和天然气勘探和生产活动的许多资产。尽管我们认为我们使用了当时行业标准的运营和废物处理做法，但危险物质、废物或石油碳氢化合物可能已被释放到我们拥有或租赁的物业上、下或从我们拥有或租赁的物业上、下或从其他地点释放，包括场外地点，这些物质可能已被回收或处置。此外，我们的一些物业由第三方或以前的业主或运营商运营，他们对危险物质、废物或石油碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下。我们只能直接控制我们作为或已经作为操作员操作的那些油井的运行。以前的所有者或经营者未能遵守适用的环境法规，在某些情况下，可能归因于我们作为CERCLA下的当前所有者或经营者。这些特性以及在其上、其下或从其上处置或释放的物质可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束。根据这些法律，我们可以被要求采取应对或纠正措施，而不考虑过错，这可能包括清除以前处置的物质和废物，清理受污染的财产，或进行补救封堵或关闭废物坑作业，以防止未来的污染。
排出的水。联邦水污染控制法案，即清洁水法(CWA)，以及类似的州法律，对向联邦和州水域排放污染物，包括产出水和其他石油和天然气废物，施加了限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或州相当机构颁发的许可证的条款。除非得到美国陆军工程兵团(Corps)颁发的许可，否则也禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚和填埋材料。2015年6月，环保局和海军陆战队发布了一项规则，定义了环保局和海军陆战队对美国水域(WOTUS)的管辖权范围，该规则在2019年12月被《可航行水域保护规则》(NWPR)取代之前从未生效。一个由州和城市、环保组织和农业团体组成的联盟挑战了NWPR，该联盟于2021年8月被一家联邦地区法院撤销。美国环保署正在进行规则制定过程，以重新定义WOTUS的定义，这可能会受到美国最高法院在萨克特诉环境保护局。关于确定湿地是否符合WOTUS资格的适当测试的案例。2022年12月，环保局和兵团宣布了一项最终规则，即“规则1”。预计环境保护局和军团将在2023年11月之前提出第二条规则，即“规则2”，进一步完善规则1，并在2024年7月发布最终规则。此外，在2020年4月进一步界定CWA范围的裁决中，美国最高法院认为，在某些情况下，从点源排放到地下水可能属于CWA的范围，需要获得许可。最高法院驳回了环境保护局和环境保护局的主张，即地下水应完全排除在CWA之外。如果新规则或进一步的诉讼扩大了CWA的管辖权范围，我们在获得湿地地区疏浚和填埋活动许可证方面可能面临更高的成本和延误，这可能会推迟我们天然气和石油项目的发展。此外，根据这些法律和法规，我们可能需要获得和维护废水或雨水排放的批准或许可，并制定和实施与现场储存大量石油相关的泄漏预防、控制和对策(SPCC)计划。这些法律和任何执行条例规定了对任何未经授权排放石油和其他物质的行政、民事和刑事处罚，并可能对清除、补救和自然资源及其他损害的费用施加重大潜在责任。
空气排放。通过联邦《清洁空气法》(CAA)和类似的州和地方法律法规，环保局通过发放许可证和施加其他要求来监管各种空气污染物的排放。环保局已经制定了并将继续制定严格的法规，管理特定来源的空气污染物排放。新的设施可能需要在开工前获得许可，而改装和现有的设施可能需要获得额外的许可。
2016年6月，美国环保局敲定了建立新的来源表现标准(NSPS)的规定，称为OOOA子部分，针对来自新的和改装的石油和天然气生产以及天然气加工和传输设施的甲烷和挥发性有机化合物(VOC)。2020年9月，环保局敲定了对2016年OOOA子部分标准的两套修正案。第一个修正案被称为“2020技术规则”，降低了2016年规则的逃逸排放监测要求，并扩大了气动泵要求的例外情况，以及其他变化。第二项修正案被称为“2020政策规则”，取消了对生产和加工环节中某些石油和天然气来源的特定甲烷要求。2021年1月20日，总裁·拜登发布行政命令，指示环保局在2021年9月前废除2020年技术规则，并考虑修改2020年政策规则。2021年6月30日，总裁·拜登签署了国会通过的国会审议法案决议，废除了2020年政策规则。CRA没有涉及2020年的技术规则。
此外，2021年11月15日，环保局发布了一项拟议的规则，旨在减少石油和天然气来源的甲烷排放。拟议的规则将使OOOa分部的现有规定更加严格，并设立OOOb分部，以扩大对新的、改造的和重建的油气源的削减要求，包括侧重于某些从未受CAA监管的源类型的标准，包括间歇通风口气动控制器和相关的气体和液体卸载设施。此外，拟议的规则将建立“排放指南”，创建一个子部分OOOOC，要求各州制定计划，减少现有来源的甲烷排放，这些计划必须至少与EPA设定的推定标准一样有效。根据拟议的规则，各州将有三年的时间为现有来源制定合规计划，而针对新来源的规定将在最终规则发布后立即生效。2022年11月11日，环保局发布了一项拟议规则，补充了2021年11月拟议的规则。其中，2022年11月的补充拟议规则取消了对仅限小井口的地点的排放监测豁免，并创建了一个新的第三方监测计划，以识别大型排放事件，在拟议规则中被称为“超级排放者”。预计环保局将在2023年5月之前发布最终规则。
由于这些法规的变化，任何最终的空气排放法规的范围或遵守这些法规的成本都是不确定的。我们可能会因遵守这些规定而产生必要的费用。获得或续签许可证也有可能推迟石油和天然气项目的开发。联邦和州监管机构可以对不遵守CAA和相关州法律法规的航空许可证或其他要求施加行政、民事和刑事处罚，并寻求禁令救济。
气候变化与甲烷和其他温室气体排放的调控。2015年12月，《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会导致包括美国在内的近200个国家齐聚一堂，制定了《巴黎协定》，该协定呼吁该协定的签署国做出“雄心勃勃的努力”，以限制全球平均气温的上升。尽管该协议没有为各国限制温室气体(GHG)排放创造任何具有约束力的义务，但它确实包括自愿限制或减少未来排放的承诺。2020年，总裁·特朗普完成了美国退出《巴黎协定》的进程。然而，2021年2月19日，美国在总裁·拜登的授权下重新加入了《巴黎协定》。此外，2021年9月，总裁·拜登公开宣布了《全球甲烷承诺》，该协议的目标是到2030年将全球甲烷排放量比2020年的水平减少至少30%。自《联合国气候变化公约》(COP26)第26届缔约方大会正式启动以来，已有100多个国家加入了《全球甲烷承诺》。最近，在第27次缔约方大会(COP27)上，总裁·拜登宣布了环保局提出的减少现有油气来源甲烷排放的标准，并同意与欧盟和其他一些伙伴国家一起制定甲烷排放监测和报告标准，以帮助创造一个低甲烷强度天然气市场。各州和地方政府也公开承诺推进《巴黎协定》的目标。
2022年8月，总裁·拜登签署了《2022年通胀削减法案》(《通胀削减法案》)，其中包括一项甲烷减排计划，该计划对CAA进行了修订，将石油和天然气系统的甲烷排放和减少废物激励计划纳入其中。该计划要求环保局对某些根据环保局温室气体报告计划(GHGRP)已被要求报告的石油和天然气来源征收“废物排放费”。废物排放费将于2024年1月1日生效，并将适用于设施的排放(根据环保局的GHGRP报告)超过指定门槛的排放，这是根据排放设施的细分类别在通胀削减法案中规定的。超过规定阈值的排放费用最初将是2024年每公吨甲烷900美元，2025年将增加到1,200美元，2026年将增加到1,500美元。对于石油和天然气生产设施，门槛是甲烷排放量超过该设施提供给销售的天然气的0.2%。如果设施的甲烷排放量不超过0.2%的门槛，则不会根据该规则评估任何费用。我们的
目前甲烷排放量没有超过0.2%的门槛，因此，我们不相信我们将根据甲烷排放和减少废物激励计划被评估费用。
国会于2021年11月通过了1万亿美元的立法基础设施一揽子计划，其中包括一系列以气候为重点的支出倡议，旨在应对气候变化，加强应对极端天气事件的准备，以及清洁能源和交通投资。通胀削减法案还为低碳能源生产方法、碳捕获和其他旨在应对气候变化的项目的研发提供了大量资金和激励措施。
此外，已经出现了一些州和地区的努力，旨在通过总量管制和交易计划跟踪和/或减少温室气体排放，这些计划通常要求主要的温室气体排放源，如发电厂，获得并交出排放限额，以换取温室气体的排放。2019年10月，宾夕法尼亚州州长汤姆·沃尔夫签署了一项行政命令，指示宾夕法尼亚州环境保护部(PADEP)起草法规，在其现有权力下建立总量管制与交易计划，以监管空气排放，目的是使宾夕法尼亚州能够加入区域温室气体倡议(RGGI)，这是一个由美国东部几个州组成的多州地区性碳排放与交易计划。2020年9月，宾夕法尼亚州环境质量委员会(EQB)批准颁布RGGI法规，并于2020年底开始了关于该法规的公众评议期和听证会。宾夕法尼亚州最终成为RGGI的成员，尽管其成员身份目前受到法律挑战。根据这类诉讼的结果，如果我们被要求购买与我们的运营相关的排放额度，宾夕法尼亚州加入RGGI将导致运营成本增加。
任何旨在减少甲烷或其他温室气体排放的联邦、州或城市层面的立法或监管计划都可能增加消费成本，从而减少对我们生产的天然气、NGL和石油的需求。因此，旨在减少甲烷或其他温室气体排放的立法和监管计划可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
虽然目前还无法预测可能通过的针对甲烷和其他温室气体排放的立法或新法规将如何影响我们的业务，但未来任何此类法律和法规对我们的设备和运营施加报告义务、征收税收或费用或以其他方式限制甲烷或其他温室气体排放可能会要求我们产生遵守此类法规的成本。对甲烷或其他温室气体排放的实质性限制或收费也可能对我们生产的天然气、天然气和石油的需求产生不利影响，并降低我们储量的价值。
尽管存在与气候变化相关的潜在风险，但天然气仍占全球能源使用的主要份额，某些私营部门的研究预测，未来20年的需求将继续增长。尽管如此，最近旨在将资金从化石燃料公司转移出去的行动可能会导致该行业的某些资金来源受到限制或限制。此外，维权股东提出的提议可能会迫使企业采取激进的减排目标，或者放弃碳密集度更高的活动。虽然我们无法预测这些提议的结果，但它们最终可能会使从事勘探和生产活动变得更加困难。
最后，应该指出，一些科学家已经得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、洪水、干旱和其他极端气候事件的频率和严重程度增加。如果发生任何此类影响，可能会对我们的资产造成有形损害或影响水的可获得性，从而可能对我们的勘探和生产运营产生不利影响。
水力压裂活动。页岩和其他地层中蕴藏着大量的天然气。在我们的行业中，通过使用水力压裂结合复杂的水平钻井从这些页岩层中回收天然气是一种惯例。水力压裂是在地下地层中产生或扩大裂缝的过程，在高压下将水、砂和其他添加剂泵入页岩气地层。这些较深的地层在地质上是分开的，并被覆盖的岩层与淡水供应隔离开来。我们的油井施工实践包括安装由水泥包围的多层保护性钢制套管，这些套管是专门为保护淡水含水层而设计和安装的。为了评估钻探地点附近的水源，我们对现场3000英尺范围内的所有水源进行多次钻探采样，并在钻探后对现场1500英尺范围内的水源进行多次采样。
水力压裂通常由州石油和天然气机构监管，但美国环保局已根据联邦《安全饮用水法》(SDWA)对某些涉及使用柴油的水力压裂活动确立了联邦监管权力，并禁止将水力压裂作业的废水排放给公有企业
污水处理厂。国会不时考虑立法，根据SDWA规定水力压裂的联邦法规，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。在州一级，几个州已经通过或正在考虑法律要求，这些要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和油井建设要求。例如，2020年1月，宾夕法尼亚州EQB批准将所有非常规油井的油井许可费从5,000美元提高到12,500美元。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令，管理一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。一些州和市政当局已寻求完全禁止水力压裂。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会产生潜在的巨额额外成本来满足这些要求，在追求勘探、开发或生产活动的过程中遇到延误或削减，甚至可能被禁止建造油井。
职业安全和健康法案。我们还必须遵守联邦《职业安全和健康法》和类似的州法律的要求，这些法律规定了对员工健康和安全的保护。此外，职业健康与安全管理局(OSHA)的危险通信标准、应急规划和社区知情权法案以及实施条例和类似的州法律法规要求我们维护有关在我们的运营中使用或生产的危险材料的信息，这些信息必须提供给员工、州和地方政府当局以及公民。
《濒危物种法案》和《候鸟条约法案》。联邦《濒危物种法》(ESA)规定了对濒危和受威胁物种的保护。根据欧空局，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可以对对该物种栖息地造成不利影响的活动施加限制。美国鱼类和野生动物管理局(FWS)可能会指定其认为对受威胁或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地。2019年8月，FWS和国家海洋渔业局(NMFS)发布了三项规则，修订了欧空局条例的执行情况，除其他外，修订了列入物种名单和指定关键栖息地的程序，这受到了一个国家和环保组织联盟的挑战。此外，2020年12月，FWS修订了其关于关键栖息地指定的规定，这也是诉讼的主题。2022年6月和7月，FWS发布了最终规则，废除了定义“栖息地”和管理关键栖息地排除的规定。根据《候鸟条约法》(MBTA)，对候鸟提供了类似于欧空局的保护，该法案规定，除其他外，未经许可狩猎、捕获、杀死、拥有、出售或购买候鸟、巢或蛋是违法的。这一禁令涵盖了美国的大多数鸟类。2021年1月，内政部最终敲定了一项限制MBTA应用的规则；然而，内政部在2021年10月撤销了该规则，并发布了一份拟议规则制定的预先通知，征求对内政部制定规则的计划的意见，该规则授权在某些规定的条件下附带捕获。拟议的规则制定通知原定于2022年8月发布；然而, 规则制定的状况仍悬而未决。影响欧空局和MBTA的规则的未来实施还不确定。关键的栖息地或适当的栖息地指定可能导致对联邦土地使用的进一步实质性限制，并可能实质性地推迟或禁止进入保护区进行天然气开发。此外，在进行基础物业业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的勘探和生产活动受到限制，从而可能对我们开发和生产储量的能力产生不利影响。
关于与环境事项有关的支出说明，见合并财务报表附注13。
人力资本资源
截至2022年12月31日，我们有744名永久员工，没有一人受到集体谈判协议的约束。在我们的永久员工总数中，74%是男性，26%是女性。我们大约66%的永久员工远程工作，其中91%居住在宾夕法尼亚州或西弗吉尼亚州。
我们的目标是培养一支能够产生同行领先成果的员工队伍。为了实现这一目标，我们专注于创造一个现代化、创新、协作和数字化的工作环境。我们基于云的数字化工作环境是我们沟通和协作的主要平台，也是我们关键工作流程的大本营，并基于共享和透明的运营数据视图推动决策。我们使用我们的数字工作环境，通过分享公司最新信息和个人成就，直接与员工互动，并征求所有员工的建议和意见。我们相信，这有助于促进实时反馈和更高程度的员工参与度，这为我们远程员工的成功奠定了基础。
我们明白，为员工提供他们所需的资源和支持，让他们过上健康的身体、心理和经济生活，对于维持一个选择的工作场所至关重要。我们提供的福利包括补贴医疗保险、公司缴费和401(K)退休储蓄的公司匹配、员工股票购买计划、带薪产假和陪产假、灵活的工作安排、志愿者休假和公司匹配员工对合格非营利组织的捐赠。我们还为我们的员工提供了选择“9/80”工作时间表的灵活性，根据这一时间表，在标准的80小时工资期内，员工每天工作8个9小时，每天工作8个小时(星期五)，第十天休息(交替的星期五)。
我们提供“人人平等”计划，根据这一计划，我们每年向所有永久员工颁发股权奖励。通过全民平等计划，我们所有的永久员工都成为EQT的所有者，并有机会直接分享我们的财务成功。
提供报告和其他信息
我们向美国证券交易委员会提交了某些文件，包括我们的年度报告(Form 10-K)、季度报告(Form 10-Q)、当前报告(Form 8-K)以及对这些报告的所有修订和证据，这些文件在提交给美国证券交易委员会或提供给美国证券交易委员会后，在合理可行的范围内尽快通过我们的投资者关系网站http://ir.eqt.com，免费提供。提交给美国证券交易委员会的报告也可以在美国证券交易委员会的网站上查阅，网址是http://www.sec.gov.
我们使用我们的Twitter帐户@EQTCorp、我们的Facebook帐户@EQTCorporation和我们的LinkedIn帐户EQT Corporation，作为传播可能与投资者相关的信息的额外方式。
我们通常在首次使用或发布之前不久或首次发布后立即在我们的投资者关系网站上发布以下内容：与财务相关的新闻稿，包括收益新闻稿和补充财务信息；提交给美国证券交易委员会的各种文件；与收益和其他投资者电话会议或活动相关的演示材料；以及访问收益和其他投资者电话会议或活动的现场和录音音频。在某些情况下，我们可能会在电话会议或活动的前几天发布其他投资者电话会议或活动的演示材料。对于收益和其他电话会议或事件，我们通常在我们发布的材料中包括一份关于前瞻性和非GAAP财务信息以及非GAAP到GAAP财务信息对账的警示声明(如果有)。此类GAAP对账可能出现在适用陈述的材料中、先前陈述的材料中或我们的年度、季度或当前报告中。
在某些情况下，我们可能会在我们的公司网站www.EQT.com或我们的投资者关系网站上发布信息，如演示材料和新闻稿，以加快公众获取有关EQT的信息，而不是向美国证券交易委员会提交首次披露信息的文件。在允许的情况下，我们预计将继续这样做，而不会通过提交给美国证券交易委员会的文件披露这些信息。
在本年度报告的10-K表格中包括互联网地址的情况下，我们仅将这些互联网地址作为非活动文本参考。除非在本年度报告中以Form 10-K作为参考，否则这些网站上的信息不属于本报告的一部分。
营业收入构成
下表列出了我们每一类产品和服务的总营业收入。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (千人) |
| 营业收入： | | | | | |
| 天然气、天然气液体和石油的销售 | $ | 12,114,168 | | | $ | 6,804,020 | | | $ | 2,650,299 | |
| 衍生品(亏损)收益 | (4,642,932) | | | (3,775,042) | | | 400,214 | |
| 网络营销服务和其他 | 26,453 | | | 35,685 | | | 8,330 | |
| 总营业收入 | $ | 7,497,689 | | | $ | 3,064,663 | | | $ | 3,058,843 | |
司法管辖区及成立年份
我们是宾夕法尼亚州的一家公司，成立于2008年，与前公平资源公司的控股公司重组有关。
第1A项。风险因素
除了这份Form 10-K年度报告中包含的其他信息外，在评估我们的业务和未来前景时，还应考虑以下风险因素。请注意，我们目前不知道的或目前被认为不重要的其他风险也可能对我们的业务和运营产生负面影响。如果下列任何事件或情况实际发生，我们的业务、财务状况或经营结果可能会受到影响，我们普通股的交易价格可能会下降。
与天然气钻井作业相关的风险
钻探和生产天然气是一项高风险、高成本的活动，具有许多不确定性。我们未来的财务状况、现金流和经营结果取决于我们的开发和收购活动的成功，这些活动受到许多我们无法控制的风险的影响，包括钻探无法产生商业上可行的天然气生产或我们无法收回对已钻探油井的全部或任何部分投资的风险。
许多因素可能会减少、推迟或取消我们预定的钻井项目，包括以下因素：
•遵守法规要求造成的延误或由于遵守法规要求造成的延误，包括许可、废水处理、温室气体排放和水力压裂限制；
•缺乏或延迟获得设备、钻井平台、材料、合格人员或水(用于水力压裂活动)；
•供应链中断或劳动力短缺的影响，包括新冠肺炎大流行或其他全球流行病的结果；
•设备故障、事故或其他突发作业事件；
•缺乏可用的集水和供水设施，或集水和供水设施建设出现延误；
•缺乏相互连接运输管道的可用能力；
•不利的天气条件，如洪水、干旱、冰冻、山体滑坡、暴风雪和冰暴；
•与遵守环境法规有关的问题；
•环境危害，如天然气泄漏、石油和柴油泄漏、管道和油罐破裂、遇到自然产生的放射性物质，以及未经授权向地面和地下环境排放盐水、油井增产和完井液、有毒气体或其他污染物；
•天然气、天然气和石油市场价格下降；
•以可接受的条件获得的融资有限；
•正在进行的诉讼或不利的法院裁决；
•公众对我们行动的反对；
•所有权、地面通道、采煤和通行权问题；以及
•天然气、天然气和石油市场的局限性。
这些风险中的任何一种都可能导致我们开发计划的延迟或导致重大财务损失、人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染、环境污染或油井损失以及其他监管处罚。
我们面临着与我们的油井和设施的运营相关的风险。
我们的业务受到通常与钻探、生产、运输和储存天然气、天然气和石油有关的所有固有危险和风险的影响，例如火灾、爆炸、滑移、山体滑坡、井喷和油井漏斗；管道和其他设备和系统故障；由遵守法规要求造成或由其造成的延误；地层压力异常或意外；在获得设备和合格人员或水力压裂活动用水方面短缺或延误；恶劣天气条件，如由于寒冷天气导致油井和管道冻结；与遵守环境法规有关的问题；这些风险包括：天然气泄漏、石油和柴油泄漏、管道和油罐破裂、遭遇自然产生的放射性物质、未经授权向环境释放盐水、油井模拟和完井液、废水、有毒气体或其他污染物，尤其是进入地表水或地下水的污染物；疏忽对我们的资产造成的第三方损害；以及自然灾害。我们还面临着各种各样的
对我们或第三方的设施和基础设施(如加工厂、压缩机站和管道)的运行和安全构成的风险或威胁。这些风险中的任何一项都可能导致重大损失，原因包括人身伤害和/或生命损失、财产、设备和自然资源的严重损坏和破坏、污染或其他环境破坏、碳氢化合物损失、运营中断、监管调查和处罚、暂停运营、维修和补救费用以及敏感机密信息的丢失。此外，在发生其中一种或多种危害的情况下，无法保证应对措施足以限制或减少损害。
由于这些风险，我们有时也会在法律程序和正常业务过程中出现的诉讼中成为被告。我们不能保证我们维持的限制我们对此类损失的责任的保险单将足以保护我们免受与未来可能的人身伤害和财产损失索赔相关的所有物质费用，也不能保证未来将以经济的价格获得这种水平的保险或承保所有风险。此外，污染和环境风险一般不能完全投保，如果我们认为可获得保险的成本相对于所呈现的风险而言过高，我们可以选择不为任何或所有这些风险购买保险。如果发生保险无法完全覆盖的事件，可能会对我们的业务、运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响。
以我们的系统或天然气基础设施为目标的恐怖袭击或武装冲突一般会对我们的行动产生重大不利影响。
越来越多的地缘政治不稳定和武装冲突(包括俄罗斯和乌克兰之间的武装冲突)导致能源基础设施成为恐怖分子和冲突国家袭击的更突出的目标。天然气、NGL和石油相关设施，包括由我们或我们的服务提供商运营的设施，可能会成为物理或网络攻击的直接目标，如果我们运营所必需的基础设施被摧毁或损坏，我们的运营可能会遭遇重大中断。任何此类中断都可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。由于威胁的增加，保险和其他保障的成本可能会增加，而且某些保险覆盖范围可能变得更难获得(如果有的话)。
我们的钻探地点计划在多年后进行，这使得它们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会极大地改变钻探的发生或时间(如果有的话)。
我们的管理团队已经特别确定和安排了某些油井位置，以估计我们未来在现有面积上的多年钻探活动。这些井位是我们业务战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素，包括天然气、NGL和石油价格；资金的可用性和成本；钻井和生产成本；钻井服务和设备的可用性；钻井结果；租约到期；地形；收集系统和管道运输的成本和限制；获得和获得沙子和水及相应的材料采购和分配系统，包括铁路；与煤炭开采的协调；监管批准；以及其他因素。由于这些不确定因素，我们不知道我们确定的钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他钻探地点生产天然气、NGL或石油。此外，如果没有按照适用租约中规定的必要时间框架在覆盖我们未开发英亩的间隔单位内建立生产，我们对该英亩土地的租约将到期。此外，我们未来打算钻探的某些水平井可能需要与第三方控制的相邻租赁权合并或单位化。如果这些第三方不愿意将这些租赁权与我们合并或合并，我们可以钻探的总地点可能是有限的。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动大不相同。
未能及时开发我们租赁的房地产可能会导致资本支出增加和/或我们租赁的减值。
矿业权通常由个人拥有，他们可能与我们签订财产租赁，以允许天然气的开发。此类租约在初始期限(通常为五年)后到期，除非采取某些措施保留租约。如果我们不能保留租约，租约就会终止。我们约6%的净未开发英亩土地的租约可能在未来三年到期。无法获得资本、政府法规的变化、未来发展计划或商品价格的变化、钻探活动减少或我们所在地区未开发物业的公允价值减少，都可能影响我们在租约到期前保存、交易或出售租约的能力，导致我们尚未开发的物业的租约终止或减值。
我们至少每年评估一次未探明油气资产的资本化成本，以确定预期的可采性。潜在减值指标包括经济因素带来的变化、我们业务战略的潜在转变和历史经验。未探明的石油和天然气属性受损的可能性随着
租赁期即将到期，钻探活动尚未开始。截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度，本集团录得减值及租约到期金额分别为1.766亿美元、3.118亿美元及3.067亿美元。请参阅合并财务报表附注1。
我们可能会因所投资物业的业权瑕疵而蒙受损失。
我们不能及时及具成本效益地解决租约中的任何业权瑕疵，可能会延误或阻止我们利用相关的矿产权益，这可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。重大所有权缺失的存在可能会使租赁变得一文不值，并可能对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。
未来天然气、NGL和石油产量的实际数量和时间很难预测，可能与我们的估计有很大差异，这可能会减少我们的收益。
由于天然气和油井的产量以及相关的NGL通常会随着储量的枯竭而下降，我们未来的成功取决于我们开发经济上可开采的额外储量和优化现有油井生产的能力，如果我们做不到这一点，可能会减少我们的收益。此外，未能有效和高效地运营现有油井可能会导致我们的产量低于我们的预期。我们的钻井和随后的油井维护可能涉及重大风险，包括与时间、成本超支和运营效率相关的风险，而这些风险可能受资本、租赁、钻井平台、设备、合格劳动力的可用性、处理和回收或处置在我们运营中产生的废水的足够能力的影响，以及天气条件、天然气、NGL和石油价格波动、监管批准、所有权和财产准入问题、地质、设备故障或事故和其他因素的影响。天然气和石油的钻探可能无利可图，这不仅是因为枯井，也是因为生产井的表现低于预期，或者没有产生足够的收入来回报利润。较低的天然气、天然气和石油价格可能会进一步限制我们可以经济地开发和生产的储量类型。
除非我们收购更多包含已探明储量的物业、进行成功的勘探及开发活动或透过工程研究确定额外的管后区或二次采油储量，否则我们的已探明储量将会随着储量的产生而递减。因此，我们未来的天然气、天然气和石油生产高度依赖于我们在获得或发现经济上可开采的额外储量方面的成功程度。我们不能确定我们是否能够以可接受的成本找到或获得并开发额外的储量。若没有持续成功的开发或收购活动，加上现有油井的有效运作，我们的储量和产量，连同相关收入，将会因我们现有的储量被生产耗尽而下降。
我们的已探明储量是基于许多可能被证明是不准确的假设而做出的估计。这些基本假设的任何重大改变，都会对储备的数量和现值造成极大影响。
储量工程是一个主观的过程，涉及对天然气、天然气和石油地下储量的估计，以及对未来价格、产量水平以及运营和开发成本的假设，其中一些是我们无法控制的。这些估计和假设本质上是不准确的，我们可能会根据这些估计或假设的变化来调整我们对已探明储量的估计。因此，已探明储量的估计数量和对未来生产率的预测以及开发支出的时间可能被证明是不准确的。与我们假设的任何重大差异都可能极大地影响我们对储量的估计、天然气、天然气和石油的经济可采数量、基于开采风险的储量分类以及对未来净现金流的估计。如果我们经历了大宗商品价格持续下跌的时期，我们已探明储量的一部分可能被视为不经济的，不再被归类为已探明储量。尽管我们相信我们的估计是合理的，但开发储量的实际产量、收入和成本可能与我们的估计不同，这些差异可能是实质性的。如上所述，随着时间的推移，我们储量估计所依据的假设发生了许多变化，往往导致我们最终回收的天然气、天然气和石油的实际数量与我们的储量估计不同。
我们已探明储量的贴现未来净现金流的标准化衡量标准与我们估计的天然气、天然气液化石油气和原油储量的当前市场价值不同。
您不应假设我们已探明储量的贴现未来净现金流的标准化衡量标准是我们估计的天然气、NGL和原油储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，吾等根据已探明储量对未来现金流量净额的贴现，以过去12个月的月初价格的12个月未加权算术平均值为基础，不影响衍生品交易。来自我们储备的实际未来净现金流将受到以下因素的影响：我们收到的天然气、天然气和石油的实际价格，
实际生产的数量、时间和成本以及政府法规或税收的变化。我们生产的时间以及与石油和天然气资产的开发和生产相关的支出的时间将影响已探明储量的实际未来净收入的时间和金额，从而影响其实际现值。此外，我们在计算标准化措施时使用的10%贴现率，可能不是基于不时生效的利率和与我们的业务或一般天然气、天然气和石油行业相关的风险而得出的最合适的贴现率。
天然气、天然气和石油价格下跌，以及我们发展战略的变化，导致我们的某些资产减值。未来大宗商品价格下跌、运营成本上升或良好业绩的不利变化或发展战略的进一步变化可能会导致我们的资产(包括长期无形资产)的账面价值进一步减记，这可能会对我们未来的运营业绩产生重大不利影响。
当事件或情况显示剩余账面值可能无法收回时，我们会审核已探明石油及天然气资产的账面价值，以确定减值的迹象。执行这些评价涉及大量的判断，因为结果是基于估计的未来事件和估计的未来现金流。用于测试我们已探明石油和天然气属性的估计未来现金流是基于已探明的、经风险调整的可能储量(如果管理层认为这是合理的)，采用的假设与我们管理层用于内部规划和预算目的的假设大体一致。我们分析中使用的主要假设包括(其中包括)资产的预期用途、储量的预期产量、天然气、天然气和石油的未来市场价格、未来的运营和开发成本、通货膨胀以及如果资产有可能在其使用年限结束之前剥离的话剥离时可能收到的预期收益。大宗商品价格是根据NYMEX五年期远期价格以及与天然气质量、区位基差调整和通胀相关的假设进行估算的。账面金额超过估计未来现金流量的已探明油气资产减记至公允价值，公允价值是通过使用市场参与者在其公允价值估计中使用的贴现率假设对估计未来现金流量进行贴现而估计的。
未来天然气、天然气或石油价格的下跌、运营成本的增加或油井性能的不利变化，以及其他情况，可能导致我们未来不得不对我们的估计已探明储量做出重大下调，和/或可能导致额外的非现金减值费用，以减记我们资产(包括其他长期无形资产)的账面价值，这可能对我们未来的运营业绩产生重大不利影响。我们资产的任何减值，包括其他长期无形资产，都需要我们立即计入收益。此类费用可能对我们的经营业绩产生重大影响，并可能对我们的经营业绩和财务状况产生不利影响。请参阅项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”和合并财务报表附注1中的“关键会计政策和估计”，以讨论我们的会计政策以及与天然气、NGL和石油生产活动的会计以及我们的石油和天然气资产减值相关的重大假设。
适用于我们业务的金融和市场风险
天然气、天然气和石油价格受到许多我们无法控制的因素的影响，包括许多未知和无法预测的因素，我们无法确定地预测这些商品价格未来的潜在走势。
我们的主要业务涉及碳氢化合物的勘探、生产和销售，特别是天然气。因此，我们的收入、盈利能力、未来增长率、流动性和财务状况取决于天然气的市场价格，在较小程度上取决于天然气和石油的市场价格。由于我们的生产和储量主要由天然气组成(约占我们同等已探明已开发储量的94%)，天然气价格的变化对我们财务业绩的影响远远大于石油价格。
天然气、天然气和石油的价格在历史上一直不稳定，近年来尤其不稳定。在2022年1月1日至2022年12月31日期间，纽约商品交易所Henry Hub天然气的每日现货价格从每MMBtu 9.85美元的高点至3.46美元的低点不等，同期纽约商品交易所西德克萨斯中质原油的每日现货价格从每桶123.64美元的高点至每桶71.05美元的低点不等。NGL由乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油组成，所有这些都有不同的用途和不同的定价特征，这增加了NGL定价的进一步波动性。我们预计，由于宏观经济不确定性和地缘政治紧张局势加剧，包括2022年2月开始的俄罗斯入侵乌克兰，未来大宗商品价格波动将持续或加剧，这给天然气和石油价格带来了上行压力。
大宗商品价格受到一些我们无法控制的因素的影响，其中包括：
•天气状况和季节趋势；
•国内外天然气、天然气和石油的供需情况；
•我们所在地区当地价格指数的现行价格以及对未来大宗商品价格的预期(由于美国东北部天然气产量和供应的增加，阿巴拉契亚盆地天然气的市场价格通常低于NYMEX Henry Hub)；
•国家和世界范围内的经济和政治状况，特别是其他主要天然气和/或石油生产国的经济和政治状况，或影响这些国家的经济和政治状况；
•天然气、天然气和石油的新的和竞争性的勘探发现；
•美国天然气、天然气和石油出口的变化；
•节能工作的成效；
•替代燃料的价格、可获得性和消费者需求；
•管道、其他运输设施以及收集、加工和储存设施的可获得性、接近程度、能力和成本以及导致与基准价格不同的其他因素；
•影响能源消费和生产的技术进步；
•石油输出国组织的行动；
•商品期货市场的交易水平和影响，包括商品价格投机者和其他人；
•勘探、开发、生产和运输天然气、天然气和石油的成本；
•与钻井、完井和生产作业有关的风险；以及
•国内、地方和外国政府法规、关税和税收，包括环境和气候变化法规。
我们使用财务模型试图预测我们生产和销售的碳氢化合物的未来价格，我们在一定程度上根据这种模型做出关于我们的生产、运营和对冲战略的决定。然而，由于商品价格的波动和影响商品价格的多种外部因素，其中许多是未知和不可预见的，我们无法肯定地预测天然气、天然气和石油市场价格未来的潜在走势。如果我们对未来碳氢化合物价格的预测与最终实际价格有很大差异，我们计划和战略的成功可能会受到负面影响。
天然气、天然气和石油价格波动，或天然气、天然气和石油价格长期处于低位，可能会对我们的收入、盈利能力、未来增长率、流动资金和财务状况产生不利影响。
天然气、NGL和石油价格持续低迷和/或大幅或持续下跌可能会对我们的收入、运营收入、现金流、财务预测和财务状况产生不利影响，特别是如果我们无法在天然气、NGL和石油价格较低的时期控制我们的开发成本。价格下跌也可能对我们的钻探活动以及我们可以经济地生产的天然气、NGL和石油的数量产生不利影响，这可能导致我们不得不大幅下调我们的资产价值，并可能导致我们的收益产生非现金减值费用。大宗商品价格下跌导致现金流减少，可能需要我们承担更多债务或减少资本支出，这可能会减少我们的产量和储备，对我们未来的增长率产生负面影响。现金流减少还可能导致我们不得不下调财务预测，如自由现金流，并可能导致我们修改股东回报计划，包括普通股支付的股息金额，这可能对我们普通股的价格和我们进入资本市场的能力产生负面影响。较低的天然气、天然气和石油价格也可能对我们的信用评级产生不利影响，并导致我们的借款能力和获得其他资本的机会减少。请参阅项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”和合并财务报表附注1中的“关键会计政策和估计”，以讨论我们的会计政策以及与天然气、NGL和石油生产活动的会计以及我们的石油和天然气资产减值相关的重大假设。
天然气、NGL和石油价格的上涨可能伴随或导致钻井成本增加、生产税增加、租赁运营费用增加、我们储存资产的季节性天然气价差波动增加以及最终用户节约或改用替代燃料的增加。天然气价格的大幅上涨可能会使我们的大宗商品价格衍生品合约(对冲安排，包括掉期、套期和期权协议以及交易所交易工具)面临追加保证金的要求，这可能需要我们向对冲交易对手提交大量现金抵押品或信用证，并将对我们的流动性造成负面影响。向我们的对冲交易对手提供的计息现金抵押品，将在远期市场价格下降时全部或部分返还给吾等，视乎减少的金额而定，或在相关衍生合约结算时全部返还给吾等。此外，对于
在我们以低于当前市场价格的价格对当前产量进行对冲的情况下，我们将不会完全受益于天然气价格的上涨。
如果天然气价格的积极或消极变化导致我们的衍生品合约具有对我们有利的正公允价值，我们还面临对冲交易对手不履行合同的风险。此外，不利的经济和市场状况可能会对我们的应收贸易账款的可收回性产生负面影响，并导致我们的对冲交易对手无法履行其义务或寻求破产保护。
金融危机或总体经济、商业或地缘政治状况的恶化可能会对我们的运营和财务状况产生重大不利影响。
对全球经济状况、股市波动、能源成本、地缘政治问题(包括俄罗斯和乌克兰之间的持续敌对行动)、通货膨胀和美国联邦储备委员会对此加息的担忧、信贷的可获得性和成本、美国和国外经济增长放缓以及对经济衰退的担忧，已经并可能继续加剧经济不确定性，降低对全球经济的预期。全球经济状况、地缘政治问题和通胀制约了全球和国内供应链，这已经并可能在未来继续影响我们根据钻探和完井时间表开发储量的能力。此外，全球经济状况对商品价格有重大影响，全球经济状况的任何停滞或恶化都可能导致需求下降，从而导致天然气、天然气或石油价格下降。这种不确定性还可能导致天然气、天然气和石油价格上涨，这可能会导致全球通胀加剧，并可能对天然气、天然气和石油的需求产生负面影响。
我们可能无法成功执行我们去杠杆化业务或以其他方式降低债务水平的计划。
2021年12月，我们概述了杠杆和债务偿还战略，目标是在2023年底之前偿还相当数量的总债务(我们的债务偿还计划)。我们打算通过自由现金流为我们的债务退休计划提供资金，并以我们认为将缓解未来天然气和NGL价格波动风险的方式调整了我们的对冲策略，我们预计这将使我们能够执行我们的债务退休计划和其他资本分配策略；然而，不能保证我们将能够产生足够的自由现金流来在我们预期的时间框架内执行我们的债务退休计划。如果我们不能成功执行我们的债务报废计划或以其他方式将我们的总债务减少到我们认为合适的水平，我们的信用评级可能会被下调，我们可能会减少或推迟我们计划的资本支出或投资，我们可能会修改我们的股东回报战略或其他战略计划。
我们的勘探和生产业务有大量的资本需求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资。
我们的业务是资本密集型的。我们正在进行并预计将继续投入大量资本支出，用于开发和收购天然气、液化天然气和石油储备。我们通常用现有现金和运营产生的现金为我们的资本支出提供资金，如果我们的资本支出超过我们的现金来源，则来自我们信贷安排下的借款和其他外部资本来源。如果我们的信贷安排下没有足够的借款可用，我们可能会寻求替代债务或股权融资，出售资产或减少资本支出。发行额外债务将要求我们的运营现金流的一部分用于支付债务的利息和本金，从而降低我们使用运营现金流为营运资本、资本支出、股东回报计划和收购提供资金的能力。我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计大不相同，原因包括天然气价格、实际钻探结果、钻井平台和其他服务和设备的可用性，以及监管、技术和竞争方面的发展。
我们来自运营的现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：
•我们已探明的储量和产量水平；
•我们现有油井能够生产的碳氢化合物水平；
•我们的产品进入终端市场的机会以及进入终端市场的成本；
•我们产品的销售价格；
•我们获得、定位和生产新储量的能力；
•我们的营运开支水平；及
•我们有能力进入公共或私人资本市场，或在我们的信贷安排下借款。
如果我们的运营现金流或我们信贷安排下的借款能力不足以为我们的资本支出提供资金，并且我们无法获得计划的资本预算或我们的运营所需的资本，我们可能被要求削减我们的运营和我们的物业的开发，这反过来可能导致我们的储备和产量下降，并可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
截至2022年12月31日，我们的优先票据被穆迪投资者服务公司(Moody‘s)评为“Ba1”，展望为“正面”；被标准普尔评级服务(S&P)评为“BBB-”，展望为“稳定”；被惠誉评级服务(Fitch)评为“BBB-”，展望为“稳定”。尽管我们不知道穆迪、标准普尔或惠誉目前有任何计划下调我们优先债券的评级，但我们不能保证这些评级机构中的一个或多个不会下调或完全撤销对我们优先债券的评级。天然气、天然气和石油的低价、我们负债水平的上升或其他因素可能会导致穆迪、标准普尔或惠誉下调我们的优先债券评级。信用评级的变化可能会影响我们进入资本市场的机会、通过我们信用额度下的利率和费用产生的短期债务成本、我们定期贷款工具的利率(定义见综合财务报表附注10)和利率可调的优先票据、新长期债务的利率、我们的投资者池和资金来源、我们场外衍生品工具的借款成本和保证金要求以及支持我们的中游服务合同、合资企业安排或建筑合同的信用保证要求。
与我们的债务相关的风险和我们的债务协议条款可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
截至2022年12月31日，我们有大约57亿美元的未偿债务，我们未来可能会产生更多债务。我们的负债水平增加可能会：
•要求我们用很大一部分现金流来偿还债务，这将减少原本可用于业务和未来商业机会的资金；
•由于财务和其他限制性公约，包括对产生额外债务、进行某些投资和支付股息的限制，限制了我们的运营灵活性；
•与偿债义务较低的竞争对手相比，我们处于竞争劣势；
•根据我们未偿债务的水平，限制我们为营运资本、资本支出、一般公司和其他目的获得额外融资的能力；以及
•增加我们在业务或经济低迷时的脆弱性，包括天然气、天然气和石油价格的下降。
我们的债务协议还要求我们遵守某些公约。如果我们收到的天然气、NGL和石油生产价格从当前水平恶化或持续较长时间，可能会导致收入、现金流和收益减少，进而可能因缺乏遵守公约而导致违约。有关我们债务协议的更多信息，请阅读项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中的“资本资源和流动性”。
我们受到融资和利率敞口风险的影响。
我们的业务和经营业绩可能会受到利率上升或由于我们的信用评级降低或其他原因导致的资本成本的其他增加的不利影响。这些变化可能会导致我们的业务成本增加，限制我们寻求收购机会的能力，减少用于运营和资本支出的现金流，并使我们处于竞争劣势。
金融市场的中断或波动可能会导致信贷供应收缩，影响我们为业务融资的能力。信贷供应的大幅减少可能会对我们实施业务战略和实现有利经营业绩的能力产生实质性的不利影响。此外，我们面临与我们的信贷安排相关的信用风险，如果我们的一个或多个贷款人遇到流动性问题，可能无法根据我们现有的信贷额度向我们提供必要的资金。
衍生品交易可能限制我们的潜在收益，并涉及其他风险。
为管理我们对价格风险的风险敞口，我们目前和未来可能会达成衍生品安排，就我们未来生产的一部分利用商品衍生品。这种对冲旨在锁定价格，以限制波动性并增加现金流的可预测性。这些交易限制了我们的潜在收益，如果天然气、天然气和石油价格超过对冲机构确定的价格，我们可能被要求提交现金抵押品或信用证。
如果我们在衍生合约下的负债超过指定门槛，我们的对冲交易对手会对我们的流动资金产生负面影响。我们之前曾因某些衍生品安排而蒙受损失(包括2022年的亏损46亿美元和2021年的亏损38亿美元)，我们不能向您保证我们未来不会这样做。此外，衍生品交易在某些情况下可能使我们面临财务损失的风险，包括我们的产量低于预期，或事件对天然气、NGL或石油价格产生重大影响，或对冲价格指数与天然气、NGL或石油销售价格之间的关系。
我们不能确定我们可能达成的任何衍生品交易是否足以保护我们免受天然气、NGL或石油价格下跌的影响。此外，如果我们未来选择不从事衍生品交易，我们可能会比从事衍生品交易的竞争对手更受天然气、天然气和石油价格变化的不利影响。较低的天然气、NGL和石油价格也可能对我们以有利价格签订衍生品合同的能力产生负面影响。
如果交易对手未能履行衍生品合同，或进入破产程序，或遇到其他类似程序或流动性限制，衍生品交易也使我们面临财务损失的风险。在这种情况下，我们可能无法收回陷入困境的一个或多个实体欠我们的全部或很大一部分金额。在大宗商品价格下跌期间，我们的对冲应收账款头寸增加，这增加了我们的敞口。如果我们交易对手的信誉恶化，导致他们无法履行，我们可能会招致重大损失。
与我们的人力资本、技术和其他资源和服务提供商相关的风险
战略决策，包括将资源分配给战略机会，是具有挑战性的，如果我们不能在战略机会之间适当地分配资源，可能会对我们的财务状况产生不利影响，并降低我们的未来前景。
我们的未来前景取决于我们为业务确定最佳战略的能力。我们的运营战略重点是通过一种称为组合开发的过程，同时开发几个多井衬垫。我们已拨出相当大比例的财政、人力资本和其他资源来推行这项策略，包括投资新技术和设备、重组我们的员工队伍，以及推行各项旨在加强我们策略的ESG和能源过渡计划。我们可能无法实现部分或任何预期的战略、财务、运营、环境和其他预期收益，这些收益来自我们的运营战略和我们在实施战略过程中进行的相应投资。此外，我们不能确定我们是否能够以我们计划的速度和规模成功执行联合开发项目，这可能会推迟或减少我们的产量和储量，对我们的相关收入产生负面影响。如果我们未能识别并成功执行最佳业务战略，包括适当的运营战略和相应的举措，或未能优化我们的资本投资和其他资源的使用，以促进最佳业务战略，我们的财务状况和增长可能会受到不利影响。此外，经济或其他情况可能会与我们业务计划中设想的情况发生变化，我们如果不能认识到这些变化或对这些变化做出反应，可能会限制我们实现目标的能力。
针对我们的数字工作环境或其他技术或能源基础设施的网络事件可能会对我们的运营产生不利影响。
我们的业务和整个天然气行业越来越依赖数字技术，包括信息系统、基础设施和云应用程序，我们财务和其他记录的维护长期以来一直依赖这些技术。我们依靠这项技术来记录和存储数据，估计天然气、NGL和石油储量的数量，分析和共享运营数据，并进行内部和外部沟通。计算机和移动设备控制着美国几乎所有的天然气、NGL和石油分配系统，这些都是将我们的产品运往市场所必需的。
美国政府已经发出公开警告，表明能源资产可能是网络或其他安全或物理威胁的特定目标，俄罗斯和乌克兰之间持续的武装冲突以及对俄罗斯的相关经济制裁可能增加了此类威胁的可能性。我们不能保证我们将来不会遭受这样的攻击。对我们的数字工作环境或其他技术和基础设施、第三方的系统或基础设施或云的蓄意攻击或意外事件可能会导致我们的专有数据和潜在敏感数据的损坏或丢失，天然气、NGL和石油的生产或交付延迟，交易难以完成和结算，我们的账簿和记录难以维护、通信中断、环境损害、人身伤害、财产损害、其他运营中断和第三方责任。此外，随着网络事件的不断发展和网络攻击者变得更加老练，我们可能需要花费额外的资源来继续
修改或加强我们的保护措施，或调查和补救网络事件的任何漏洞。对敏感信息或数据的意外传播进行补救的成本可能很高。此外，持续和不断变化的网络攻击威胁导致监管更加注重预防。如果我们面临更多的监管要求，我们可能需要花费大量额外资源来满足这些要求。
额外钻机、完井服务、设备、供应、人员和油田服务无法使用或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力造成不利影响。
天然气和石油行业对合格和有经验的现场人员、地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人员的需求可能波动很大，往往与天然气和石油价格相关，导致周期性短缺或成本上升。从历史上看，人员和设备一直短缺，因为随着钻井数量的增加，对人员和设备的需求增加。我们无法预测这些情况未来是否会存在，如果存在，它们的时间和持续时间将是什么。此类短缺可能会延误或导致我们的资本预算中没有预留的重大支出，这可能会对我们的业务、运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响。
我们钻探和生产天然气的能力取决于钻井和完井作业是否有足够的水供应，以及是否能够以合理的成本获得水和废物处理或回收服务，并符合适用的环境规则。对我们获取水或处理产出水和其他废物的能力的限制可能会对我们的运营结果、现金流和财务状况产生不利影响。
我们钻井和完井所依赖的水力压裂增产过程需要使用和处置大量的水。我们获取水源的能力和可利用的处置替代方案，以接收从我们的油井生产并用于水力压裂的所有水，可能会影响我们的钻井和完井作业。我们无法获得足够数量的水，或无法处置或回收我们运营中使用的水，或无法及时获得供水许可或其他权利，可能会对我们的运营产生不利影响。此外，实施新的环境倡议和法规可能包括限制我们获得水或处理废物的能力，这将对我们的业务和运营结果产生不利影响，这可能会导致现金流减少。
此外，近年来，联邦和州监管机构调查了用于天然气和石油废物处理的注水井的运行与某些地区地震活动增加之间可能存在的联系。在某些情况下，地震事件附近的注水井操作员已被勒令减少注水量或暂停作业。在我们开展业务的州，加强对诱发地震活动的监管和关注，可能会导致对我们的处置井注入量的限制，以及对获得新处置井许可证的更严格审查和拖延，这可能会导致运营成本增加，这可能是实质性的，或者导致我们的运营减少。
关键人员的流失可能会对我们执行战略、运营和财务计划的能力造成不利影响。
我们的运营依赖于关键的管理和技术人员，其中一人或多人可能会离开我们的工作。这些人中的一人或多人意外失去服务可能会对我们产生不利影响。此外，我们行动的成功将在一定程度上取决于我们发现、吸引、发展和留住有经验的人员的能力。我们的行业对经验丰富的技术人员和某些其他专业人员存在竞争，这可能会增加寻找、吸引和留住这些人员的相关成本。如果我们不能物色、吸引、培养和留住我们的技术和专业人员，或不能吸引更多有经验的技术和专业人员，我们在本行业的竞争能力可能会受到损害。
我们的中游服务有很大一部分依赖于第三方中游供应商，如果我们不能获得和维护必要的基础设施，以具有竞争力的条件成功地向市场输送天然气、NGL和石油，可能会对我们的收益、现金流和运营业绩产生不利影响。
我们输送天然气、NGL和石油取决于主要由第三方拥有的管道、其他运输设施和收集和加工设施的可用性、邻近程度和能力，以及我们以有竞争力的价格与这些第三方签订合同的能力。输送、收集和加工设施的能力可能不足以容纳现有和新油井的潜在产量，这可能导致我们收到的天然气、天然气和石油价格大幅折扣，或导致生产井关闭或物业开发计划延迟或中断。在阿巴拉契亚盆地内使用管道基础设施的竞争非常激烈，我们以有利的经济条件获得管道基础设施的能力可能会影响我们的竞争地位。
我们依赖第三方供应商为我们提供中游基础设施，将我们生产的天然气、NGL和石油推向市场。如果这些服务被延误或无法获得，我们将无法从这些设施提供的油井中获得收入，直到做出适当的安排来销售我们的产品。由于市场状况或机械或其他原因，可能无法获得中游资产。此外，由于监管和经济限制，新管道的建设和此类基础设施的建设可能会进展较慢。无法访问所需的基础设施，或第三方管道和设施的访问或服务因任何原因而长时间中断，包括破坏行为、恐怖主义行为、对此类管道和设施的破坏或网络攻击，或由于天然气质量导致的服务中断，可能会给我们带来不利后果，例如，我们的天然气、NGL和石油的生产和销售延迟。
最后，为了确保使用某些中游设施，我们签订了协议，规定我们有义务向各种管道运营商支付按需收费。我们还与第三方就处理能力做出了承诺。根据这些协议，我们可能有义务付款，即使我们没有充分使用我们保留的运力，而且这些付款可能是很大的。
我们的大部分中游和供水服务是由一家供应商EQM Midstream Partners LP(EQM)提供的，EQM是Equitrans Midstream的全资子公司。因此，与我们的其他第三方服务提供商经历的类似事件相比，任何对Equitrans Midstream业务运营产生重大不利影响的监管、基础设施或其他事件将对我们的业务和运营业绩产生不成比例的不利影响。此外，我们与EQM签订的中游服务合同涉及我们方面的重大长期财务和其他承诺，这阻碍了我们实现中游服务提供商多元化的能力，并为向我们提供的中游服务寻求更好的经济和其他条件。我们对Equitrans Midstream或EQM的业务决策和运营没有控制权，而且Equitrans Midstream和EQM都没有义务采取有利于我们的业务战略。
从历史上看，我们的大部分天然气收集、传输和储存以及供水服务都来自EQM。此外，于2020年2月26日，我们与EQM(综合GGA)签署了一项天然气收集协议，其中包括将我们之前与EQM的大部分收集协议合并为一份协议，为EQM收取的收集和压缩费用建立了新的费用结构，增加了我们与EQM的最低产量承诺，承诺将部分剩余的未专用英亩面积用于EQM，并将我们和EQM的合同义务彼此延长至2035年。由于我们与EQM有重要的长期合同承诺，我们预计在可预见的未来，我们的中游和供水服务的大部分将从EQM获得。因此，与我们其他第三方服务提供商经历的类似事件相比，任何对Equitrans Midstream的运营、水资产、管道、其他运输设施、收集和处理设施、财务状况、杠杆、运营结果或现金流产生不利影响的事件，无论是在我们的业务领域还是其他领域，都将对我们的业务和运营结果产生不成比例的不利影响。因此，我们受制于Equitrans Midstream的业务风险，包括：
•可能对Equitrans Midstream和EQM的运营、资产和基础设施产生不利影响的联邦、州和地方监管、政治和法律行动，包括可能与获得监管部门批准建设山谷管道有关的进一步延误；
•与建造或修复EQM的管道和其他中游基础设施有关的建设风险，例如土地所有者或反对天然气行业的倡导团体造成的延误、环境危害、恶劣的天气条件、第三方承包商的表现、缺乏可用的熟练劳动力、设备和材料，以及无法及时或完全从监管机构获得必要的通行权或批准和许可(并在获得后保持此类通行权、批准和许可)；
•网络攻击或破坏或恐怖主义行为，可能对Equitrans Midstream的人员、资产或基础设施造成重大损害或伤害，或导致Equitrans Midstream的运营长期中断；
•与Equitrans Midstream未能在短期、季节性和长期基础上适当平衡其服务的供需相关的风险，这可能导致Equitrans Midstream无法根据需要向包括我们在内的客户提供足够的管道和其他中游基础设施和供水服务；以及
•与Equitrans Midstream的杠杆和财务状况相关的风险，这可能导致Equitrans Midstream在财务上被阻止或被禁止及时或根本不能向包括我们在内的客户提供服务。
此外，我们与EQM的许多中游服务义务都是“坚定的”承诺，根据这些承诺，我们与EQM保留了商定的管道或存储容量，无论我们每个月实际使用的容量是多少，我们通常有义务按合同约定的金额支付固定的月费。因为这些
如果我们的义务涉及重大的长期财务和其他承诺，它们可能会在天然气、NGL和石油价格较低的时期减少我们的现金流，而此时我们的天然气和NGL数量可能会减少，因此对容量和存储的需求可能会降低，或者此类管道和存储容量服务的市场价格可能低于我们必须向EQM支付的合同义务。
我们几乎所有的生产资产都集中在阿巴拉契亚盆地，这使得我们很容易受到主要在一个主要地理区域运营的风险的影响。
我们几乎所有的生产地都集中在阿巴拉契亚盆地。由于这种集中，我们可能会不成比例地受到以下因素的影响：区域供需因素、这些地区油井生产的延误或中断以及与此相关的成本：政府监管、州和地方政治活动、加工或运输能力限制、市场限制、设备和人员的可用性、缺水或其他与天气有关的条件、天然气、NGL或石油的加工或运输中断以及州和地方法律、司法先例、政治制度和监管的变化。这种情况可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。
此外，阿巴拉契亚盆地内的一些地区历史上一直是采矿作业的对象。例如，第三方可能在我们的财产附近或之下从事地下煤炭和其他采矿作业，这可能导致我们的财产下沉或其他损害，对我们的钻井作业产生不利影响，或对我们所依赖的第三方中游活动产生不利影响。在这种情况下，我们的运营可能会受损或中断，我们可能无法收回因临时关闭或封堵和废弃任何油井而产生的成本。此外，我们酒店附近的采矿作业可能需要协调，以避免因钻探和采矿距离较近而产生的不利影响。这些对我们业务的限制，以及任何类似的限制，可能会导致延误或中断，或阻止我们执行我们的业务战略，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。
此外，阿巴拉契亚盆地的外卖能力不足可能导致我们已实现的天然气价格大幅波动。阿巴拉契亚盆地经历了产量超过当地外卖能力的时期，导致美国等生产商收到的价格大幅打折，生产可能被关闭。虽然近年增加了额外的阿巴拉契亚盆地外卖产能，但现有和预期的产能可能不足以在短期内跟上该地区加速钻探导致的产量增加的步伐。
由于我们的天然气资产组合的集中性质，我们的许多资产可能同时经历任何相同的情况，导致对我们的运营结果的影响可能比对其他拥有更多元化资产组合的公司的影响更大。
法律和监管风险
公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会对我们的运营产生不利影响。
对石油和天然气钻探和开发活动的反对在全球范围内普遍增长，在美国尤为明显，我们行业的公司经常成为个人和非政府组织在安全、人权、环境问题、可持续性和商业实践方面活动努力的目标。公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会导致诉讼和监管、立法和司法审查的增加，这反过来可能导致在安全、环境、特许权使用费和地面使用领域产生新的地方、州和联邦法律、法规、指南和执法解释。这些行动可能会导致运营延误或限制、运营成本增加、额外的监管负担和诉讼风险增加。此外，政府当局在发放许可证的时间和范围方面拥有相当大的自由裁量权，公众可以参与许可证发放过程，包括通过干预法院。公众的负面看法可能会导致我们开展业务所需的许可证被扣留、推迟、挑战或因限制我们盈利开展业务的能力的要求而成为负担。此外，反开发活动人士正在努力减少获得联邦和州政府土地的机会，并推迟或取消某些行动，如钻探和开发。如果反对石油和天然气勘探和开发的激进主义持续或增加，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
限制温室气体排放的气候变化法律和法规可能会导致运营成本增加，对我们生产的天然气、NGL和石油的需求减少，而气候变化的潜在物理影响可能会扰乱我们的生产，并导致我们在准备或应对这些影响方面产生巨大成本。
针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和环境构成危害的调查结果，近年来在联邦和州一级通过了几项法规，并正在考虑制定更多法规，以规范二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放。
2021年2月，美国正式重新加入《巴黎协定》，这是一项由近200个国家签署的国际条约，呼吁各国制定自己的温室气体排放目标，并公开它们将实施的措施，以实现其温室气体排放目标。为了推进《巴黎协定》的目标，2021年4月，拜登政府宣布了目标，目标是到2030年将美国的温室气体排放量减少50%-52%(与2005年的水平相比)。联邦政府相应地制定了几项法规和举措，以符合减少美国温室气体排放的目标。最近，在第27次缔约方会议上，总裁·拜登宣布了环保局提出的减少现有油气来源甲烷排放的标准，并同意与欧盟和其他一些伙伴国家一起制定甲烷排放监测和报告标准，以帮助创造一个低甲烷强度天然气市场。各州和地方政府也公开承诺推进《巴黎协定》的目标。
2021年6月，总裁·拜登签署了一项立法，重新制定了之前被特朗普政府废除的法规，建立了针对新的和改装的石油和天然气生产以及天然气加工和传输设施中的甲烷和挥发性有机化合物的NSPS。此外，环保局还根据CAA的现有条款通过了法规，其中包括对某些大型固定污染源建立PSD建设和第五章运营许可审查，这些污染源已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源。为其温室气体排放获得PSD许可的设施还将被要求满足将由各州或在某些情况下由环境保护局根据具体情况建立的“最佳可用控制技术”标准。此外，2021年11月，环保局宣布了在NSPS规则的基础上扩展的拟议规则，该规则将为现有油井建立标准，实施更频繁和更严格的泄漏监测，并强制要求所有气动控制器为零排放。2022年11月11日，环保局发布了一项拟议规则，补充了2021年11月拟议的规则。其中，2022年11月的补充拟议规则取消了对仅限小井口的地点的排放监测豁免，并创建了一个新的第三方监测计划，以识别大型排放事件，在拟议规则中被称为“超级排放者”。预计环保局将在2023年5月之前发布最终规则。这些联邦规则的制定和规定可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或推迟我们获得空中许可的能力。
2021年11月，国会批准了一项1万亿美元的立法基础设施一揽子计划，其中包括一系列以气候为重点的支出倡议，旨在应对气候变化，加强应对极端天气事件的准备，以及清洁能源和交通投资。通胀削减法案还为低碳能源生产方法、碳捕获和其他旨在应对气候变化的项目的研发提供了大量资金和激励措施，包括对设施超过指定门槛的甲烷排放征收费用。
在州一级，包括宾夕法尼亚州在内的几个州已经开展了一些州和地区的努力，旨在通过总量管制和交易计划跟踪和/或减少温室气体排放，这些计划通常要求主要的温室气体排放源，如发电厂，获得并交出排放限额，以换取排放这些温室气体。2019年10月，宾夕法尼亚州州长汤姆·沃尔夫签署了一项行政命令，指示PADEP起草法规，根据其现有的权力建立限额与交易计划，以监管空气排放，目的是使宾夕法尼亚州能够加入RGGI，这是一个由美国东部几个州组成的多州地区性限额与交易计划。宾夕法尼亚州于2022年4月成为RGGI的成员，尽管其成员身份目前正受到法律挑战。根据这类诉讼的结果，如果我们被要求购买与我们的运营相关的排放额度，宾夕法尼亚州加入RGGI将导致运营成本增加。
虽然目前还无法预测可能通过的针对甲烷和其他温室气体排放的立法或新法规将如何影响我们的业务，但未来任何此类法律和法规对我们的设备和运营施加报告义务、征收税收或费用或以其他方式限制甲烷或其他温室气体的排放可能会要求我们产生遵守此类法规的成本。对甲烷或其他温室气体排放的实质性限制或税收或费用也可能对我们生产的天然气、天然气和石油的需求产生不利影响，并降低我们储量的价值。
此外，最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的行动，可能会导致能源行业的某些资金来源受到限制或限制。此外，维权股东提出的提议可能会迫使企业采取激进的减排目标，或者放弃碳密集度更高的活动。虽然我们无法预测这些提议的结果，但它们最终可能会使从事勘探和生产活动变得更加困难。
最后，应该指出的是，一些科学家已经得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、洪水、干旱和其他极端气候事件的频率和严重程度增加。如果发生任何此类影响，可能会对我们的资产造成有形损害或影响水的可获得性，从而可能对我们的勘探和生产运营产生不利影响。有关更多信息，请参阅“商业-法规-环境、健康和安全法规”。
我们受制于复杂的联邦、州、地方和其他法律法规，这些法规可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响，或使我们承担重大责任。
我们的勘探和生产业务受制于各种联邦、州和地方法律和法规，包括与井的位置有关的法规；钻井、建井方法、井的模拟、水力压裂和套管设计；用于井的开采目的的取水和采购；井的生产；防漏计划；天然气和石油作业附带的水和其他流体和材料的使用、运输、储存和处置；地面使用和油井或其他设施所在财产的回收；油井的封堵和废弃；特许权使用费和税款的计算、报告和支付；以及在某些情况下的生产聚集。
我们的作业还须遵守保护和相关权利条例，包括规定钻井和间隔单位或现场规则单位的大小；倒退；可在一个单位或在其他井附近钻探的井的数量；在煤矿作业和某些其他结构附近的钻探；以及财产的单位化或合并。一些州允许对土地进行法定的汇集和统一，以促进开发和勘探，以及联合开发现有的毗连租约。此外，国家保护以及天然气和石油法律一般限制天然气的排放或燃烧，并可能对一口井允许的年产量设定生产限额。
环境和职业健康与安全法律要求涉及以下方面：向空气、地面和水排放物质；管理和处置危险物质和废物；清理受污染场地；地下水质量和可用性；植物和野生动物保护；可供钻探的地点；许可前的环境影响研究和评估；钻探完成后钻探属性的恢复；以及与员工健康和安全有关的工作做法。
为了在符合这些法律法规的情况下开展业务，我们必须从各个联邦、州和地方政府当局获得和维护大量的许可、批准和证书。遵守适用于我们业务的法律、法规和其他法律要求，以及在获得相关授权方面的任何延误，可能会影响我们开发天然气、NGL和石油资源的成本和时机。这些要求还可能使我们面临人身伤害、财产损失和其他损害的索赔。此外，如果修改或重新解释现有法律和法规，或者如果新的法律和法规适用于我们的运营，我们的合规成本可能会增加。此类成本可能对我们的运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响。我们未能遵守适用于我们业务的法律、法规和其他法律要求，即使是由于我们无法控制的因素，也可能导致我们的业务暂停或终止，并使我们受到行政、民事和刑事处罚和损害赔偿以及纠正行动费用。
税收法律法规的变化可能会对我们的收益以及开展我们业务的成本、方式或可行性产生不利影响。
国会议员定期提出修改美国联邦所得税法的立法，这可能会对我们产生实质性影响。最近的一次是在2022年8月16日，通常被称为《降低通胀法案》的立法签署成为法律。除其他外，《通胀降低法案》包括对企业股票回购征收1%的消费税，适用于2022年12月31日之后进行的回购，还包括基于账面收入的新最低税率。我们正在评估《降低通货膨胀法案》对我们的潜在影响。虽然我们目前预计《降低通货膨胀法案》不会对我们的财务报表产生实质性影响，但我们对《降低通货膨胀法案》对我们的影响的分析是持续的、不完整的，而且《通货膨胀降低法案》(或执行法规和其他指导意见)可能会对我们当前和递延的联邦纳税义务产生不利影响。此外，州和地方税务机关在
我们经营或拥有资产的司法管辖区可能会制定新的税收，例如对我们生产天然气、NGL和石油的州的自然资源开采征收遣散税，或改变现有税率，这可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生不利影响。
我们的对冲活动受到众多不断变化的金融法律和法规的制约，这可能会抑制我们有效对冲大宗商品价格风险的能力，或增加我们的合规成本。
我们使用金融衍生工具来对冲天然气、NGL和石油价格波动对我们的运营结果和现金流的影响。如上文第1项“商业监管”中所披露的，《多德-弗兰克法案》、根据该法案通过的规则以及其他各种外国法规可能会增加我们衍生品合同的成本，改变我们衍生品合同的条款，减少衍生品的可用性以防范我们遇到的价格风险，降低我们将现有衍生品合同货币化或重组的能力，并减少可用的交易对手数量，进而增加我们对信誉较差的交易对手的风险敞口。如果我们因多德-弗兰克法案、相关法规或此类外国法规而减少了对衍生品的使用，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测，这可能会对我们规划和资助资本支出要求的能力产生不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。随着参与者继续适应不断变化的金融监管环境，我们经历了并预计会增加合规成本，并改变当前的市场做法。
与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加，以及天然气和油井完工的额外运营限制或延迟，这可能会对我们的生产产生不利影响。
我们在完井过程中使用水力压裂。水力压裂通常由州天然气和石油委员会监管，但EPA禁止将水力压裂作业产生的废水排放到公有污水处理厂。某些政府审查已经进行或正在进行，重点是水力压裂实践的环境方面。此外，国会不时考虑立法，根据SDWA规定水力压裂的联邦法规，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。在州一级，几个州已经通过或正在考虑法律要求，这些要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和油井建设要求。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令，管理一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。一些州和市政当局已寻求完全禁止水力压裂。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会产生潜在的巨额额外成本来满足这些要求，在追求勘探、开发或生产活动的过程中遇到延误或削减，甚至可能被禁止建造油井。有关更多信息，请参阅“商业-法规-环境、健康和安全法规”。
由于适用于我们业务活动的环境和职业健康及安全要求，我们的运营可能面临重大延误、成本和责任。
由于适用于我们勘探、开发和生产活动的环境和职业健康及安全要求，我们可能会招致重大延误、成本和责任。根据与保护环境、职业健康和工作场所安全有关的一系列联邦、州和地方法律法规，可能会出现这些延误、成本和责任，包括随着时间的推移往往变得越来越严格的法规和执法政策，导致获得许可证和其他监管批准的等待时间更长。不遵守这些法律和条例可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，征收清理和现场修复费用和留置权，在某些情况下，可能会发布限制或要求停止某些业务的命令或禁令。
根据某些环境法，可能会施加严格的、连带的责任，这可能会导致我们对他人的行为或我们自己采取行动时遵守所有适用法律的行为的后果承担责任。此外，对包括自然资源在内的人员或财产的损害索赔可能是由于我们的运营对环境和职业健康以及工作场所安全的影响。在与此有关的诉讼中，我们不时被点名为被告。
此外，新的或额外的法律和条例、对现有要求的新解释或执行政策的变化可能造成不可预见的责任、大大增加遵约成本或导致拖延或剥夺下列权利
进行，我们的发展计划。例如，2015年6月，环保局和兵团根据CWA发布了一项规则，定义了EPA和兵团对WOTUS的管辖权范围，该规则在2019年12月被NWPR取代之前从未生效。一个由州和城市、环保组织和农业团体组成的联盟挑战了NWPR，该联盟于2021年8月被一家联邦地区法院撤销。此外，在2020年4月进一步界定CWA范围的裁决中，美国最高法院认为，在某些情况下，从点源排放到地下水可能属于CWA的范围，需要获得许可。最高法院驳回了环境保护局和环境保护局的主张，即地下水应完全排除在CWA之外。美国环保署正在进行规则制定过程，以重新定义WOTUS的定义，这可能会受到美国最高法院在萨克特诉环保局案，关于确定湿地是否符合WOTUS资格的适当测试的案例。2022年12月，环保局和兵团宣布了一项最终规则，即“规则1”。预计环保局和军团将在2023年11月之前提出第二条规则，即“规则2”，进一步完善规则1，并在2024年7月发布最终规则。如果一项新规则或进一步的诉讼扩大了CWA的管辖权范围，我们在获得湿地地区疏浚和填埋活动的许可证方面可能会面临更高的成本和延误。此类潜在的法规或诉讼可能会增加我们的运营成本、减少我们的流动性、延迟或停止我们的运营或以其他方式改变我们的业务方式，这反过来可能对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。此外，向空气、土壤或水中排放天然气、天然气、石油和其他污染物可能会导致我们对政府和第三方承担重大责任。
与保护野生动物有关的法规可能会对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。
我们的行动可能会受到旨在保护各种野生动物的法规的不利影响，包括受威胁和濒危物种及其关键栖息地。实施保护野生动物的措施，或在进行基础物业业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或可能导致我们的勘探和生产活动受到限制。这限制了我们在这些地区作业的能力，并可能在这几个月加剧对钻机、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能导致周期性的短缺。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。
节油措施、消费者品味和技术进步可能会减少对天然气和石油的需求。
节约燃料的措施、替代燃料的要求、消费者对天然气和石油替代品的需求增加、燃料经济性的技术进步和能源发电设备可能会减少对天然气和石油的需求。天然气和石油需求变化的影响可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生不利影响。
与战略交易相关的风险
进入战略交易可能会使我们面临各种风险。
我们定期进行收购、处置和其他战略交易，包括合资企业。这些交易涉及各种固有风险，例如我们获得必要的监管和第三方批准的能力；监管机构就此类批准向我们施加的时间和条件；潜在的环境或其他责任的承担；以及我们实现交易预期收益的能力。此外，各种因素，包括当前的市场状况，可能会对我们从这些交易中获得的好处产生负面影响。在我们的行业中，对交易机会的竞争是激烈的，可能会增加完成交易的成本，或者导致我们避免完成交易。合资企业安排可能会限制我们的运营和公司灵活性。
此外，合资安排涉及各种风险和不确定性，例如承诺我们为运营和/或资本支出提供资金，我们可能很少或部分控制的时间和金额，以及我们的合资伙伴可能无法履行其对合资企业的义务。我们无法在任何交易中完成交易或实现我们的战略或财务目标，可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生重大不利影响。
证券集体诉讼和衍生品诉讼可能针对我们与战略交易相关的诉讼，例如收购TUG Hill和XCL Midstream，这可能导致巨额成本，并可能推迟或阻止此类交易完成。
证券集体诉讼和衍生诉讼通常是针对达成收购、合并或其他商业合并协议的上市公司提起的。即使这样的诉讼是没有根据的，对这些
索赔可能会导致大量成本，并转移管理时间和资源。不利的判断可能会导致金钱损失，这可能会对我们的流动性和财务状况产生负面影响。可能对我们或我们或他们的董事提起的诉讼也可以寻求禁令救济或其他衡平法救济，包括要求禁止我们完成收购。完成塔格山和XCL Midstream收购的条件之一是，没有任何具有司法管辖权的法院、审裁处或其他政府当局发布最终和不可上诉的命令、法令、判决或法律，禁止完成TUG Hill和XCL Midstream的收购。因此，如果原告成功获得禁止完成TUG Hill和XCL Midstream收购的禁令，该禁令可能会推迟或阻止TUG Hill和XCL Midstream收购在预期时间框架内完成或根本无法完成，这可能会对我们的业务、财务状况和运营业绩产生不利影响。
完成对TUG Hill和XCL Midstream的收购受条件限制，包括某些条件可能不能及时满足或完成或根本不能完成。未能完成对Tug Hill和XCL Midstream的收购可能会对我们产生重大和不利的影响。
完成对TUG Hill和XCL Midstream的收购须满足若干条件，其中包括终止或终止1976年《哈特-斯科特-罗迪诺反托拉斯改进法》规定的适用等待期。该等条件(其中一些并非吾等所能控制)可能未能及时或完全获得满足或豁免，因而令塔格山及XCL Midstream收购项目的完成及完成时间充满变数。此外，TUG Hill及XCL Midstream收购协议(定义于综合财务报表附注6)载有吾等及卖方(定义于综合财务报表附注6)的若干终止权利，如行使该等权利，亦将导致TUG Hill及XCL Midstream收购事项无法完成。此外，需要获得监管批准的政府当局可对完成TUG Hill和XCL Midstream收购施加条件或要求更改其条款。该等条件或变更以及取得监管机构批准的过程可能会延迟或阻碍交易的完成，或在完成TUG Hill及XCL Midstream收购后对吾等施加额外成本或限制，而上述任何事项均可能在完成TUG Hill及XCL Midstream收购后对吾等造成不利影响。
如果TUG Hill和XCL Midstream的收购没有完成，我们正在进行的业务可能会受到不利影响，并且在没有意识到完成TUG Hill和XCL Midstream收购的任何好处的情况下，我们将面临许多风险，包括：
•我们将被要求支付与收购塔格山和XCL Midstream有关的费用，如法律、会计和财务咨询费用，无论交易是否完成；
•本公司管理层在收购塔格山及XCL Midstream相关事宜上所投入的时间及资源，本可用于寻求其他有利机会；以及
•我们普通股的市场价格可能会下降，以至于目前的市场价格反映了市场对Tug Hill和XCL Midstream的收购将完成的假设。
除上述风险外，如果TUG Hill及XCL Midstream收购协议终止，而本公司董事会寻求另一项收购，我们的股东不能肯定我们将能够找到愿意进行与TUG Hill及XCL Midstream收购一样吸引我们的交易的一方。此外，倘若卖方于若干特定情况下终止TUG Hill及XCL Midstream收购协议，吾等向上游卖方提供的15,000,000,000美元贷款(定义见综合财务报表附注6)将于完成TUG Hill及XCL Midstream收购交易时记入应付现金代价，并将不会收回其本金或任何利息。
我们及我们拟于TUG Hill及XCL Midstream收购中收购的实体(TUG Hill及XCL Midstream公司)将会受到业务不明朗因素的影响，而TUG Hill及XCL Midstream的收购仍在进行中，可能会对我们的业务造成不利影响。
关于塔格山和XCL Midstream收购的悬而未决，可能与我们或TUG Hill和XCL Midstream公司有业务关系的某些人士可能会推迟或推迟某些业务决定，或可能决定终止、改变或重新谈判他们与我们或TUG Hill和XCL Midstream公司(视情况而定)的关系，这可能会对我们或TUG Hill和XCL Midstream公司的收入、收益和现金流以及我们普通股的市场价格产生负面影响，无论TUG Hill和XCL Midstream收购是否完成。此外，我们以及TUG Hill和XCL Midstream公司吸引、留住和激励员工的能力可能会受到损害，直到完成对TUG Hill和XCL Midstream的收购，在此之后的一段时间内，我们这样做的能力可能会受到损害，因为目前和未来
在收购Tug Hill和XCL Midstream之后，员工可能会对自己在公司中的角色感到不确定。
根据TUG Hill及XCL Midstream收购协议的条款，吾等及TUG Hill及XCL Midstream公司在TUG Hill及XCL Midstream收购生效日期前之业务行为均受若干限制所规限，该等限制可能对吾等及TUG Hill及XCL Midstream公司执行吾等及XCL Midstream之若干业务策略之能力产生不利影响，包括在某些情况下修改或订立若干合约、收购或处置若干资产、产生或预付若干债务、招致负担、进行资本开支或了结索偿之能力。这些限制可能会对我们以及塔格山和XCL中游公司在完成对塔格山和XCL中游的收购之前的业务和运营产生负面影响。
收购可能会扰乱我们目前的计划或运营，并且可能不值得我们支付的费用，因为评估可采储量和其他预期收益以及潜在负债的不确定性。特别是，如果完成对TUG Hill和XCL Midstream的收购，我们可能无法将收购的资产成功整合到我们的业务中，也无法实现TUG Hill和XCL Midstream收购的预期好处。
成功的房地产收购，包括我们打算在塔格山和XCL Midstream收购中收购的资产，需要对许多我们无法控制的因素进行评估。这些因素包括：可采储量的估计；勘探潜力；未来天然气、天然气和石油价格及其适当差异；向市场运输生产的可得性和成本；钻井设备和熟练人员的可获性和成本；开发和运营成本，包括取水；生产税；潜在的环境和其他负债；以及监管、许可和类似事项。这些评估很复杂，而且本质上是不准确的。我们对所收购物业的审查可能不会揭示所有现有的或潜在的问题。此外，我们的审查可能不允许我们充分评估物业的潜在缺陷。我们不会检查我们获得的每一口井或租约，即使我们检查一口井或租约，我们也可能不会发现可能存在或出现的结构、地下或环境问题。关于吾等对上游卖方资产的评估，吾等已对我们认为大致符合行业惯例的主题物业进行审查。审查是基于我们对历史产量数据的分析，关于资本支出和预期产量下降的假设，而没有经过一家独立石油工程公司的审查。此类审查中使用的数据由卖方提供或从公开来源获得。我们的审查可能不会揭示所有现有的或潜在的问题，或允许我们充分评估上游卖方所有资产的缺陷和潜在的可回收储量, 与上游卖方资产相关的储量和产量在独立石油工程公司或我们进一步审查此类数据后可能会有实质性差异。没有对每一口井都进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到环境问题。
可能存在针对我们收购的资产或业务的威胁或预期索赔，这些索赔涉及环境、所有权、监管、税务、合同、诉讼或我们不知道的其他事项，可能会对我们的生产、收入和经营业绩产生重大不利影响。我们经常承担某些责任，我们可能没有资格获得包括环境责任在内的关闭前责任的合同赔偿，我们的合同赔偿可能无效。有时，我们会在有限的陈述和保证以及对违反该等陈述和保证的有限补救措施的基础上，按“原样”收购物业权益。此外，如果收购的物业具有显著不同的运营和地质特征，或者与我们现有的物业位于不同的地理位置，则重大收购可能会改变我们的业务和业务性质。
此外，我们能否实现预期的收购收益，包括收购TUG Hill和XCL Midstream，部分取决于我们能否以高效和有效的方式将收购的资产及其业务整合到我们现有的业务中。整合过程可能会受到延迟或情况变化的影响，我们不能保证收购的资产将按照我们的预期表现，也不能保证我们对整合或收购(如TUG Hill和XCL Midstream收购)所节省的成本的期望将成为现实。
我们将产生与收购TUG Hill和XCL Midstream相关的巨额交易成本。
我们已经并预计将继续产生与收购TUG Hill和XCL Midstream相关的多项非经常性成本，将收购资产的运营与我们的业务相结合，并实现预期的协同效应。无论是否完成对塔格山和XCL Midstream的收购，这些成本已经并将继续是巨大的，在许多情况下将由我们承担。大部分非经常性支出将包括交易成本，其中包括支付给财务、法律、会计和其他顾问的费用以及员工留用、遣散费和福利成本。我们还将产生与制定和实施整合计划有关的费用。尽管我们预计
消除重复成本，以及实现与收购资产整合相关的协同效应和效率，应使我们能够随着时间的推移抵消这些交易成本，但这种净收益可能在短期内无法实现，甚至根本无法实现。
如果后来因为美国国税局私人信函裁决和/或律师意见的事实、假设、陈述或承诺不正确或任何其他原因而确定我们对Equitrans Midstream的剥离或某些相关交易应缴纳美国联邦所得税，则我们、我们的股东或Equitrans Midstream可能会招致重大债务。
关于我们2018年将Equitrans Midstream剥离为一家独立的上市公司，我们从美国国税局获得了一封私人信函裁决，并获得了外部律师关于向我们的股东分配Equitrans Midstream股票(分配)的资格的意见，以及某些相关交易，根据修订后的美国国内收入法第355和368(A)(1)(D)条，就美国联邦所得税而言，这是一种通常免税的交易，以及与分配和某些相关交易相关的某些其他美国联邦所得税事宜。美国国税局的私人信函裁决和律师的意见基于并依赖于各种事实和假设，以及我们和Equitrans Midstream的某些陈述、声明和承诺，包括与我们和Equitrans Midstream过去和未来行为有关的陈述、声明和承诺。如果任何这些陈述、陈述或承诺是不准确或不完整的，或者如果我们或Equitrans Midstream违反了任何剥离相关协议和文件中包含的任何陈述或契诺，或与美国国税局私人信件裁决和/或律师意见有关的任何文件中包含的任何陈述或契诺，我们和我们的股东可能无法依赖美国国税局私人信件裁决或律师意见。
尽管收到了美国国税局私人信函的裁决和律师的意见，但如果国税局确定国税局私人信函裁决所依据的任何陈述、假设或承诺是虚假的或已被违反，或者如果国税局不同意裁决或其他原因不包括的律师意见的结论，则可以在审计时裁定，分销和/或某些相关交易应被视为美国联邦所得税目的应税交易。律师的意见代表律师的判断，对国税局或任何法院没有约束力，国税局或法院可能不同意律师的意见。因此，尽管收到了美国国税局的私人信函裁决和律师的意见，但不能保证国税局不会声称分销和/或某些相关交易应被视为应税交易，或法院不会承受这种挑战。如果美国国税局胜诉，我们、Equitrans Midstream和我们的股东可能会受到美国联邦和州所得税的沉重负担。关于分拆，我们和Equitrans Midstream签订了一项税务协议，其中描述了我们和Equitrans Midstream之间分担任何此类债务的情况。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目2.财产
有关我们物业的说明，请参阅项目1.“业务”。我们的公司总部位于宾夕法尼亚州匹兹堡的租赁办公空间内。我们还在宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州和德克萨斯州拥有或租赁办公空间。
项目3.法律诉讼
在正常业务过程中，针对我们的各种法律和监管索赔和诉讼正在等待或受到威胁。虽然索赔金额可能很大，但我们无法确切预测此类索赔和诉讼的最终结果。当实际发生时，我们应计与或有损失相关的法律和其他直接成本。吾等已按吾等认为适合待处理事项的金额建立储备，并在征询法律意见及适当考虑可用的保险后，吾等相信涉及吾等的任何待决事项的最终结果将不会对吾等的财务状况、经营业绩或流动资金造成重大影响。
环境诉讼程序
产出水释放，宾夕法尼亚州华盛顿县。2021年12月，我们在宾夕法尼亚州华盛顿县的一个Well Pad工厂发现了与气体处理单元(GPU)处理线相关的产出水泄漏。我们于2021年12月4日向PADEP泄漏热线自我报告了泄漏情况，并开始清理释放的产出水。最初的释放量被确定为超过一桶，我们将修复项目纳入PADEP的土地回收和环境补救法案2计划(法案2)，进行自愿清理。2022年1月，我们确定泄漏量比最初发现的要大，并于1月14日向PADEP披露了这一信息，
2022年发布的现场描述正在进行中，完成后，我们打算根据PADEP的第2号法案指导方针启动补救工作。虽然我们预计与此事相关的罚款将超过30万美元，但我们预计此事的解决不会对我们的财务状况、运营结果或流动资金产生实质性影响。
其他法律程序
Mary Farr Secrist等人。诉EQT制作公司等人，西弗吉尼亚州道德里奇县巡回法院。2014年5月2日，其前任与EQT Production Company签订了一份960英亩的租约(Stout Lease)和几份包括6,356英亩(城市服务租约)的额外租约的特许权使用费所有者向西弗吉尼亚州多德德里奇县巡回法院提起诉讼。起诉书称，EQT Production Company和多家相关公司，包括EQT Corporation、EQT Gathering，LLC、EQT Energy，LLC和EQM Midstream Services，LLC(前身为EQT Midstream Services，LLC，我们前中游关联公司的普通合伙人)少付了根据租约生产的天然气的特许权使用费，并从支付的特许权使用费中不当扣除了生产后的特许权使用费。关于Stout Lease，原告还声称，我们在租赁物业上钻探是非法侵入，声称根据租约，我们无权在Marcellus页岩地层钻探。原告还主张对欺诈、所有权诽谤、惩罚性损害赔偿、判决前利息和律师费提出索赔。除了惩罚性赔偿和其他救济外，原告要求赔偿Stout Lease项下的非法侵入索赔1亿多美元，以及Stout Lease和Cities Services Lease项下的特许权使用费不足的约2000万美元。2018年6月27日，法院裁定，EQT Production Company及其营销附属公司EQT Energy，LLC是彼此的另一个自我，根据租约支付的特许权使用费应基于根据租约生产的天然气出售给非关联第三方时的价格，而不是根据天然气从EQT Production Company出售给EQT Energy，LLC时的价格。此外，2019年1月14日, 法院发布了一项命令，批准了原告要求即决判决的动议，并宣布根据Stout Lease，我们无权在马塞卢斯页岩地层钻探。法院还裁定，我们根据Stout Lease生产天然气的七口油井是非法侵入的，陪审团将确定非法侵入是故意的还是无辜的。2019年2月27日，我们提出动议，寻求允许立即向西弗吉尼亚州最高法院上诉非法侵入令；然而，该动议于2019年3月25日被驳回，法院将审判继续到2019年9月。2019年5月28日，法院发布了一项命令，排除了我们的某些费用，否则这些费用本可以抵消Stout Lease项下的无辜侵入的任何损害赔偿。2019年8月8日，我们与原告达成和解，以5400万美元解决Stout租赁和城市服务租赁下的所有索赔，外加租约修改，以解决非法侵入问题和租约下未来特许权使用费的计算。我们于2019年10月支付了和解协议中的5,100万美元，并于2020年1月支付了和解协议的剩余300万美元，随后对Stout Lease进行了修订，以满足与原告根据和解协议达成的条款。2023年1月18日，西弗吉尼亚州多德德里奇县巡回法院发布命令，驳回此案以及所有相应的索赔、反诉和待决动议。因此，这件事现在已经结束了。
项目4.矿山安全信息披露
不适用。
有关我们高管的信息(截至2023年2月16日)
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| 姓名和年龄 | | 现任头衔(最初当选为执行干事的年份) | | 业务体验 |
| Tony·杜兰(44岁) | | 首席信息官(2019) | | 杜兰先生于2019年7月被任命为EQT公司的首席信息官。在加入EQT Corporation之前，杜兰先生于2017年12月至2019年7月执掌他创建的技术孵化器PH6 Labs。在此之前，他曾于2016年1月至2017年11月担任莱斯能源公司(于2017年11月被EQT Corporation收购的独立天然气和石油公司)首席信息官；并于2015年9月至2015年12月担任Express Energy Services(油田建造和试井服务公司)临时首席信息官。此外，Duran先生从2002年5月至2015年8月在National Oilwell Varco担任过多个职位(跨国公司向上游石油和天然气行业提供用于石油和天然气钻探和生产运营、油田服务和供应链集成服务的设备和部件)，他在那里最后一次担任助理首席信息官。 |
| 莱斯利·埃文科(45岁) | | 首席人力资源官(2019年) | | Evancho女士于2019年7月被任命为EQT Corporation的首席人力资源官。在加入EQT Corporation之前，Evancho女士于2019年4月至2019年7月担任西屋电气公司(核电、燃料及服务公司)全球人才管理副总裁总裁；于2018年8月至2019年3月担任Thermo Fisher Science，Inc.(生物技术产品开发公司)人力资源高级董事副总裁；2018年3月至2018年8月担任Edward Marc Brands(食品服务公司)人力资源副总裁总裁；以及于2017年4月至2017年11月担任大米能源公司人力资源副总裁总裁。此外，2011年11月至2017年4月，埃文科女士在工业安全设备制造商美盛安全有限公司担任全球董事人才管理职务。 |
| 托德·M·詹姆斯(40岁) | | 首席会计官(2019) | | 詹姆斯先生于2019年11月被任命为EQT公司的首席会计官。在加入EQT Corporation之前，James先生于2018年4月至2019年10月担任L.B.Foster Company(交通和能源基础设施产品和服务的制造商和分销商)的企业财务总监兼首席会计官。在此之前，他从2014年12月到2017年11月被EQT Corporation收购，一直到2018年2月，担任赖斯能源公司的高级董事、技术会计和财务报告。在加入莱斯能源之前，James先生是普华永道会计师事务所(Pricewaterhouse Coopers LLP)的高级经理，于2005年8月至2014年11月在那里工作。 |
| 威廉·E·乔丹(42岁) | | 常务副法律顾问、企业秘书总裁(2019年) | | 乔丹先生于2019年7月被任命为EQT公司执行副总裁总裁兼总法律顾问，并于2020年11月担任公司秘书。2018年5月至2019年7月，乔丹先生担任莱斯投资集团(多策略投资基金，投资于石油和天然气行业的所有垂直领域)的顾问。在此之前，他曾分别担任大米能源有限公司总法律顾问兼公司秘书高级副总裁和大米中游合伙公司(前大米能源公司的中游服务关联公司)的总法律顾问兼公司秘书高级副总裁，自2014年1月至2017年11月被EQT Corporation收购。2005年9月至2013年12月，乔丹先生是Vinson&Elkins LLP(一家国际律师事务所)的合伙人，代表上市和非上市公司参与资本市场的发行和并购，主要是石油和天然气行业。 |
| David·卡尼(59岁) | | 首席财务官(2020) | | Khani先生于2020年1月被任命为EQT公司的首席财务官。在加入EQT Corporation之前，Khani先生于2013年3月至2019年12月在康索尔能源公司(主要致力于开发煤炭权益的能源公司)担任执行副总裁总裁兼首席财务官，并于2011年9月至2013年3月担任康索尔能源公司财务副总裁总裁。此外，Khani先生于2014年9月至2018年1月担任CONE Midstream LLC(CONSOL Energy的中游服务关联公司)的首席财务官兼董事会成员；于2015年7月至2017年8月担任CNX Coal Resources(CONSOL Energy的煤炭开采关联公司)的董事会成员；于2017年8月至2019年12月担任CONSOL Coal Resources(CONSOL Energy的煤炭开采关联公司)的首席财务官和董事会成员。 |
| Toby·赖斯(41岁) | | 总裁与首席执行官(2019年) | | 2019年7月，赖斯先生被任命为EQT公司的首席执行官兼首席执行官，并被选为EQT公司的董事会成员。自2018年5月以来，赖斯一直担任赖斯投资集团的合伙人，这是一家多策略基金，投资于石油和天然气行业的所有垂直领域。从2014年10月至2017年11月被EQT Corporation收购，赖斯先生担任赖斯能源公司的总裁兼首席运营官，并于2013年10月至2017年11月担任赖斯能源公司的董事会成员。在此之前，他从2007年2月开始在莱斯能源及其附属公司和前身实体担任多个职位，包括从2008年2月至2013年9月担任总裁和前身实体首席执行官。赖斯先生是Daniel·J·赖斯四世的兄弟，后者自2017年11月起担任EQT公司董事会成员。 |
所有高管要么选择参加EQT公司高管离职计划，其中包括保密和竞业禁止条款，要么与EQT公司签署竞业禁止协议，每一位高管的服务都取决于我们的董事会。军官每年被任命在下一年任职，直到他们的继任者当选并获得资格，或直到死亡、辞职或被免职。
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
我们的普通股在纽约证券交易所交易，代码为“EQT”。
截至2023年2月10日，我们的普通股共有1820名登记在册的股东。
2023年2月9日，我们的董事会宣布每股0.15美元的季度现金股息，于2023年3月1日支付给2023年2月21日收盘时登记在册的股东。
我们宣布和支付股息的金额和时间(如果有)取决于我们董事会的酌情决定权，并取决于业务状况，如我们的经营结果和财务状况、战略方向和其他因素。本公司董事会有权随时以任何理由更改股息率。
最近出售的未注册证券
下表列出了我们在截至2022年12月31日的三个月内根据《交易法》第12条登记的股权证券的回购。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 购买的股份总数(A) | | 平均支付价格
每股(B) | | 作为以下部分购买的股份总数
公开宣布的计划或方案(C) | | 根据计划或方案可能尚未购买的股票的大约美元价值(C) |
| October 1, 2022 – October 31, 2022 | 1,880,073 | | | $ | 41.48 | | | 1,880,073 | | | $ | 1,617,803,090 | |
| 2022年11月1日-2022年11月30日 | 958,327 | | | 41.66 | | | 958,327 | | | 1,577,882,777 | |
| 2022年12月1日-2022年12月31日 | 12,168 | | | 41.08 | | | — | | | 1,577,882,777 | |
| 总计 | 2,850,568 | | | | | 2,838,400 | | | |
(a)2022年12月，我们扣留了12,168股，以便在归属限制性股票时缴税。在2022年10月和11月，没有被扣缴的股票在归属限制性股票时缴税。
(b)不包括与股份回购相关的任何费用、佣金或其他费用。
(c)2021年12月13日，我们宣布，董事会批准了一项股票回购计划，回购我们已发行普通股的股票，总回购价格最高可达10亿美元，不包括费用、佣金和费用。2022年9月6日，我们宣布，董事会批准将2021年12月13日宣布的股票回购计划增加10亿美元，根据该计划，我们有权回购已发行普通股的股票，总购买价格高达20亿美元，不包括费用、佣金和费用。根据股份回购计划，回购可能会不时以我们认为适当的金额和价格进行，并将受到各种因素的影响，包括我们普通股的市场价格、一般市场和经济状况、适用的法律要求和其他考虑因素。股票回购计划将于2023年12月31日到期，但可随时暂停、修改或终止，而无需事先通知。截至2022年12月31日，自授权成立以来，我们已根据这一授权以总计4.221亿美元的购买价格购买了股票，其中不包括费用、佣金和支出。根据我们的回购授权，已购买的股份总数和可能尚未购买的股份的大约美元价值在此表中报告，反映了基于交易日期的每月购买的股份；然而，某些购买可能要到下个月才结算。
股票表现图表
下图比较了提供给我们普通股股东的最近五年累计总回报相对于标准普尔500指数、标准普尔MidCap 400指数和两个定制同行组-2021年自构建Peer Group和2022年自构建Peer Group-的五年累计总回报，其公司构成分别在下面的脚注(A)和(B)中讨论。我们的普通股一直被纳入标准普尔500指数，直到2018年11月，我们的普通股被纳入标准普尔MidCap 400指数。2022年10月，我们的普通股被重新纳入标准普尔500指数。因此，我们在下图中提供了这两个指数进行比较。假设在2017年12月31日对我们的普通股、标准普尔500指数、标准普尔中型股400指数和每个同行组进行了100美元的投资，并将所有股息进行再投资，并对其相对表现进行跟踪，直至2022年12月31日。2018年11月之前的历史价格已进行调整，以反映2018年我们中游业务的剥离。下图所示的股价表现并不一定预示着未来的股价表现。
*于17/12/31投资100美元于股票、指数或同业集团，包括股息再投资。
标准普尔旗下的©2023标准普尔版权所有。好的。
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| | 12/17 | | 12/18 | | 12/19 | | 12/20 | | 12/21 | | 12/22 |
| EQT公司 | $ | 100.00 | | | $ | 61.28 | | | $ | 35.65 | | | $ | 41.80 | | | $ | 71.73 | | | $ | 113.04 | |
| 标准普尔500指数 | 100.00 | | | 95.62 | | | 125.72 | | | 148.85 | | | 191.58 | | | 156.89 | |
| 标准普尔中型股400指数 | 100.00 | | | 88.92 | | | 112.21 | | | 127.54 | | | 159.12 | | | 138.34 | |
| 2021自建对等组(A) | 100.00 | | | 60.74 | | | 55.53 | | | 41.45 | | | 86.27 | | | 131.48 | |
| 2022自建对等组(B) | 100.00 | | | 64.68 | | | 60.70 | | | 40.46 | | | 89.07 | | | 135.60 | |
(a)2021年自建对等组包括以下10家公司：Antero Resources Corp.、ApacheCorp.、CNX Resources Corp.、Comstock Resources，Inc.、Coterra Energy Inc.、Devon Energy Corp.、Murphy Oil Corp.、Ovintiv Inc.、Range Resources Corp.和Southwest Energy Co.。2021年自构建Peer Group由包括在2021年业绩对等组中的公司组成((I)Cimarex Energy Co.除外，因为它在2021年10月被Cabot Oil&Gas Corp.收购，从而成立了Coterra Energy Inc.，以及(Ii)Continental Resources，我们董事会的管理发展和薪酬委员会为根据2021年激励业绩单位计划评估我们的相对总股东回报而选择的)。
(b)2022年自建对等组包括以下15家公司：Antero Resources Corp.、ApacheCorp.、Chesapeake Energy Corp.、CNX Resources Corp.、Comstock Resources，Inc.、Coterra Energy Inc.、Devon Energy Corp.、Diamondback Energy Corp.、Marathon Oil Corp.、Matado Resources Co.、Murphy Oil Corp.、Ovintiv Inc.、PDC Energy Inc.、Range Resources Corp.和Southwest Energy Co.。这是我们董事会的管理发展和薪酬委员会为评估我们在2022年激励绩效股票单位计划下的相对总股东回报而选择的。
Item 6. [已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下对财务状况和业务成果的讨论和分析应与项目8“财务报表和补充数据”中所列的合并财务报表及其附注一并阅读。
综合经营成果
EQT公司2022年的净收益为17.71亿美元，每股稀释后收益为4.38美元，而2021年EQT公司的净亏损为11.43亿美元，每股稀释后收益为3.54美元。这一变化主要是由于天然气、NGL和石油的销售增加，但被所得税支出、衍生工具的更大亏损、我们的合同资产减值(在合并财务报表附注5中讨论)、运输和加工费用增加以及债务清偿损失增加部分抵消。
EQT公司2021年的净亏损为11.43亿美元，稀释后每股亏损3.54美元，而2020年EQT公司的净亏损为9.59亿美元，稀释后每股亏损3.68美元。这一变化主要是由于衍生工具亏损、折旧和损耗增加、运输和加工增加以及2020年确认的Equitrans股票交易所收益(定义和讨论见综合财务报表附注5)，但被天然气、NGL和石油销售增加、投资收入、所得税优惠增加以及出售/交换长期资产的收益部分抵消。
2022年和2021年7月21日开始至2021年12月31日止期间的经营业绩包括我们在收购Alta时收购的资产的经营业绩。见合并财务报表附注6以作进一步讨论。
有关影响营业收入的项目的讨论，请参阅“销售额和收入”和“营业费用”；有关其他损益表项目的讨论，请参阅“其他损益表项目”。有关资本支出的讨论，请参阅“资本资源和流动性”下的“投资活动”。
趋势和不确定性
我们2022年的销售量和运营费用受到了负面影响，原因是在线油井减少，以及由于第三方供应链限制而对我们计划的开发时间表进行了调整。强劲的基础油井表现和现场优化有助于缓解对2022年销售量的影响；然而，供应链限制可能会继续影响我们未来的销售量、运营收入和支出、单位指标和资本支出。
2022年期间，美国的年通货膨胀率特别高，许多分析人士预计，通胀率将一直居高不下，直到2023年。通胀压力对我们的业务有多方面的影响，包括增加我们的运营费用和资金成本。此外，我们在现有长期合约和处理能力下对缴费的某些承诺会受到消费物价指数调整的影响。尽管我们相信我们使用多年砂井和压裂船员合同的规模和供应链合同战略使我们能够最大限度地提高资本和运营效率，但未来通货膨胀率的上升将通过消费者价格指数调整对我们的长期合同产生负面影响。
此外，尽管天然气、天然气和石油的价格在历史上一直不稳定，但在2022年期间价格波动尤其明显。在2022年1月1日至2022年12月31日期间，纽约商品交易所Henry Hub天然气的每日现货价格从每MMBtu 9.85美元的高点至3.46美元的低点不等，同期纽约商品交易所西德克萨斯中质原油的每日现货价格从每桶123.64美元的高点至每桶71.05美元的低点不等。我们预计，由于宏观经济不确定性和地缘政治紧张局势的加剧，包括2022年2月开始的俄罗斯入侵乌克兰，大宗商品价格波动将在整个2023年持续或加剧，这给天然气和石油价格带来了上行压力。我们的收入、盈利能力、增长率、流动资金和财务状况在未来将继续受到天然气市场价格的影响，在较小程度上还会受到天然气和石油市场价格的影响。
平均已实现价格调节
下表提供了详细的天然气和液体业务信息，以帮助了解我们的合并业务，包括根据调整后的业务计算我们的平均实现价格(美元/mcfe)。
收入，非公认会计准则的补充财务指标。调整后的营业收入之所以被列报，是因为它是我们用来评估收益趋势的期间间比较的重要指标。调整后的营业收入不应被视为总营业收入的替代方案。关于调整后的营业收入与总营业收入的对账，见“非公认会计准则财务计量对账”，这是根据公认会计准则计算的最直接可比的财务计量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (除非另有说明，否则以千计) |
| 天然气 | | | | | |
| 销售量(MMcf) | 1,842,044 | | | 1,746,317 | | | 1,418,774 | |
| 纽约商品交易所价格(美元/MMBtu) | $ | 6.64 | | | $ | 3.97 | | | $ | 2.09 | |
| BTU提升 | 0.35 | | | 0.20 | | | 0.11 | |
| 天然气价格(美元/mcf) | $ | 6.99 | | | $ | 4.17 | | | $ | 2.20 | |
| | | | | |
| 基数(元/克)(A) | $ | (0.77) | | | $ | (0.63) | | | $ | (0.47) | |
| 现金结算基差互换(美元/mCf) | (0.02) | | | (0.07) | | | 0.05 | |
| 平均差额，包括现金结算基差互换(美元/Mcf) | $ | (0.79) | | | $ | (0.70) | | | $ | (0.42) | |
| | | | | |
| 平均调整价格(美元/mcf) | $ | 6.20 | | | $ | 3.47 | | | $ | 1.78 | |
| 现金结算衍生品(美元/mCf) | (3.20) | | | (1.09) | | | 0.59 | |
| 天然气平均价格，包括现金结算的衍生品(美元/mcf) | $ | 3.00 | | | $ | 2.38 | | | $ | 2.37 | |
| | | | | |
| 天然气销售，包括现金结算的衍生品 | $ | 5,529,963 | | | $ | 4,153,221 | | | $ | 3,359,583 | |
| | | | | |
| 液体 | | | | | |
| NGL，不包括乙烷： | | | | | |
| 销售量(MMcfe)(B) | 56,735 | | | 64,202 | | | 44,702 | |
| 销售额(Mbbl) | 9,456 | | | 10,700 | | | 7,451 | |
| NGL价格(美元/桶) | $ | 53.26 | | | $ | 44.50 | | | $ | 20.51 | |
| 现金结算衍生品(美元/桶) | (3.91) | | | (12.32) | | | (0.12) | |
| NGL平均价格，包括现金结算的衍生品(美元/桶) | $ | 49.35 | | | $ | 32.18 | | | $ | 20.39 | |
| NGL销售，包括现金结算的衍生品 | $ | 466,664 | | | $ | 344,260 | | | $ | 151,877 | |
| 乙烷： | | | | | |
| 销售量(MMcfe)(B) | 35,100 | | | 37,548 | | | 29,489 | |
| 销售额(Mbbl) | 5,850 | | | 6,258 | | | 4,914 | |
| 乙烷价格(美元/桶) | $ | 14.20 | | | $ | 8.85 | | | $ | 3.48 | |
| 乙烷销售量 | $ | 83,096 | | | $ | 55,393 | | | $ | 17,085 | |
| 石油： | | | | | |
| 销售量(MMcfe)(B) | 6,164 | | | 9,750 | | | 4,827 | |
| 销售额(Mbbl) | 1,027 | | | 1,625 | | | 804 | |
| 油价(美元/桶) | $ | 77.06 | | | $ | 56.82 | | | $ | 25.57 | |
| 石油销售 | $ | 79,160 | | | $ | 92,334 | | | $ | 20,574 | |
| | | | | |
| 液体销售总量(MMcfe)(B) | 97,999 | | | 111,500 | | | 79,018 | |
| 液体销售总量(Mbbl) | 16,333 | | | 18,583 | | | 13,169 | |
| 液体产品销售总额 | $ | 628,920 | | | $ | 491,987 | | | $ | 189,536 | |
| | | | | |
| 共计 | | | | | |
| 天然气和液体销售总额，包括现金结算的衍生品(C) | $ | 6,158,883 | | | $ | 4,645,208 | | | $ | 3,549,119 | |
| 总销量(MMcfe) | 1,940,043 | | | 1,857,817 | | | 1,497,792 | |
| 平均实现价格(美元/麦克菲) | $ | 3.17 | | | $ | 2.50 | | | $ | 2.37 | |
(a)基数代表天然气的最终销售价格与NYMEX天然气价格之间的差额，包括与我们公司的运输协议相关的交付价格收益或亏损的影响。
(b)液化石油气、乙烷和石油以每桶6立方铁的速度转化为McFe。
(c)天然气和液体销售总额，包括现金结算的衍生品，在本报告中也被称为调整后的营业收入，这是一种非公认会计准则的补充财务指标。
非公认会计准则财务指标对账
下表将调整后的营业收入(一种非公认会计准则的补充财务指标)与总营业收入(其最直接的可比财务指标)进行核对，这是根据公认会计准则计算的。调整后的营业收入(在本报告中也称为天然气和液体销售总额，包括现金结算的衍生品)之所以列报，是因为它是我们用来评估收益趋势的期间间比较的重要指标。经调整营业收入不包括结算前衍生工具公允价值变动及净营销服务及其他因素对收入的影响。我们使用经调整的营业收入来评估盈利趋势，因为该指标剔除了结算前衍生工具的公允价值经常波动的变化，该指标仅反映已结算的衍生工具合约的影响。净营销服务和其他包括管道产能释放的成本和回收、收集向第三方提供的服务的收入和其他收入。由于我们认为净营销服务和其他与我们的天然气和液体生产活动无关，调整后的营业收入不包括净营销服务和其他。我们认为，调整后的营业收入为投资者提供了有用的信息，用于评估收益趋势的期间间比较。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (除非另有说明，否则以千计) |
| 总营业收入 | $ | 7,497,689 | | | $ | 3,064,663 | | | $ | 3,058,843 | |
| 加(减)： | | | | | |
| 衍生产品的损失(收益) | 4,642,932 | | | 3,775,042 | | | (400,214) | |
| 衍生工具收到的净现金结算额(已支付) | (5,927,698) | | | (2,091,003) | | | 897,190 | |
| 期间结算的衍生工具收到的保费(已支付) | (27,587) | | | (67,809) | | | 1,630 | |
| 网络营销服务和其他 | (26,453) | | | (35,685) | | | (8,330) | |
| 调整后的营业收入，非公认会计准则财务指标 | $ | 6,158,883 | | | $ | 4,645,208 | | | $ | 3,549,119 | |
| | | | | |
| 总销量(MMcfe) | 1,940,043 | | | 1,857,817 | | | 1,497,792 | |
| 平均实现价格(美元/麦克菲) | $ | 3.17 | | | $ | 2.50 | | | $ | 2.37 | |
销售量和收入
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 变化 | | 更改百分比 |
| | | | | | | |
| (除非另有说明，否则以千计) |
| 按页岩划分的销售量(MMcfe)： | | | | | | | |
马塞卢斯 | 1,809,049 | | | 1,684,673 | | | 124,376 | | | 7.4 | |
| 俄亥俄州尤蒂卡 | 123,517 | | | 163,775 | | | (40,258) | | | (24.6) | |
| 其他 | 7,477 | | | 9,369 | | | (1,892) | | | (20.2) | |
| 总销售量 | 1,940,043 | | | 1,857,817 | | | 82,226 | | | 4.4 | |
| | | | | | | |
| 日均销售量(MMcfe/d) | 5,315 | | | 5,090 | | | 225 | | | 4.4 | |
| | | | | | | |
| 营业收入： | | | | | | | |
| 天然气、天然气和石油的销售 | $ | 12,114,168 | | | $ | 6,804,020 | | | $ | 5,310,148 | | | 78.0 | |
| 衍生品损失 | (4,642,932) | | | (3,775,042) | | | (867,890) | | | 23.0 | |
| 网络营销服务和其他 | 26,453 | | | 35,685 | | | (9,232) | | | (25.9) | |
| 总营业收入 | $ | 7,497,689 | | | $ | 3,064,663 | | | $ | 4,433,026 | | | 144.6 | |
天然气、天然气和石油的销售。与2021年相比，2022年天然气、天然气和石油的销售额有所增加，原因是平均实现价格上升和销售量增加。
与2021年相比，2022年的平均实现价格上升，原因是纽约商品交易所价格和液体价格上涨，但部分被不利的现金结算衍生品和不利的差价所抵消。2022年和2021年，我们分别支付了59.277亿美元和20.91亿美元的衍生品净现金结算，这些净现金包括在平均实现价格中，但可能不包括在营业收入中。
销售量增加主要是由于收购Alta时收购的资产的销售量增加，但部分被生产油井的自然减少和在线油井的减少所抵消。2022年的销售量受到第三方供应链限制导致的在线油井减少的负面影响。供应链限制和通胀压力可能会继续影响我们未来的运营收入。我们打算在即将进行的Tug Hill和XCL Midstream收购中收购的资产目前每天产生约800 MMcfe的销售量，其中20%是液体销售量。
衍生品损失。2022年和2021年，我们分别确认了衍生品亏损46.429亿美元和37.75亿美元，这主要是由于我们的NYMEX掉期和期权的公平市场价值因NYMEX远期价格上涨而减少。
网络营销服务等。与2021年相比，2022年的净营销服务和其他服务有所减少，主要原因是在井口从其他运营商购买的天然气实现的液体提升减少，但被收购Alta收购的中游资产确认的第三方收集收入增加部分抵消。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2021 | | 2020 | | 变化 | | 更改百分比 |
| | | | | | | |
| (除非另有说明，否则以千计) |
| 按页岩划分的销售量(MMcfe)： | | | | | | | |
马塞卢斯 | 1,684,673 | | | 1,314,801 | | | 369,872 | | | 28.1 | |
| 俄亥俄州尤蒂卡 | 163,775 | | | 177,864 | | | (14,089) | | | (7.9) | |
| 其他 | 9,369 | | | 5,127 | | | 4,242 | | | 82.7 | |
| 总销售量 | 1,857,817 | | | 1,497,792 | | | 360,025 | | | 24.0 | |
| | | | | | | |
| 日均销售量(MMcfe/d) | 5,090 | | | 4,092 | | | 998 | | | 24.4 | |
| | | | | | | |
| 营业收入： | | | | | | | |
| 天然气、天然气和石油的销售 | $ | 6,804,020 | | | $ | 2,650,299 | | | $ | 4,153,721 | | | 156.7 | |
| 衍生品(亏损)收益 | (3,775,042) | | | 400,214 | | | (4,175,256) | | | (1,043.3) | |
| 网络营销服务和其他 | 35,685 | | | 8,330 | | | 27,355 | | | 328.4 | |
| 总营业收入 | $ | 3,064,663 | | | $ | 3,058,843 | | | $ | 5,820 | | | 0.2 | |
天然气、天然气和石油的销售。与2020年相比，2021年天然气、天然气和石油的销售额有所增加，原因是销售量增加和平均实现价格上升。
销售量增加主要是由于Alta收购中收购的资产的销售量增加170 Bcfe，雪佛龙收购中收购的资产(定义于综合财务报表附注6)的销售量增加127 Bcfe，上一年度销售量较2020年战略减产减少46 Bcfe，以及Reliance Asset收购(定义于综合财务报表附注6)以及2021年期间的并入油井的销售量增加，但因销售量较2020年剥离(定义于综合财务报表附注8)减少9 Bcfe而部分抵销。
2020年战略减产是指我们做出暂时削减某些2020年产量的战略决定。2020年5月，我们暂时削减了约1.4 Bcf/天的总产量，相当于约1.0 Bcf/天的净产量。2020年7月，我们开始了一种温和的方法，以恢复削减的产量。在2020年9月，我们削减了大约0.6 Bcf/天的总产量，相当于大约0.4 Bcf/天的净产量。2020年10月，我们开始分阶段恢复减产，并于2020年11月完成。
由于NYMEX价格和液体价格上涨，平均实现价格上升，但部分被较低的现金结算衍生品和不利的差价所抵消。2021年和2020年，我们分别支付了20.91亿美元和8.972亿美元的衍生品净现金结算，这些净现金包括在平均实现价格中，但可能不包括在营业收入中。
(损失)衍生品收益。2021年和2020年，我们分别确认了衍生品亏损37.75亿美元和收益4.02亿美元。2021年的亏损主要与我们的NYMEX掉期和期权的公平市场价值因NYMEX远期价格上涨而减少有关。2020年的收益主要与我们的NYMEX掉期和期权的公平市场价值增加有关，因为NYMEX远期价格下降。
网络营销服务等。与2020年相比，2021年的净营销服务和其他收入有所增加，主要是由于在井口从其他运营商购买的天然气实现了液体提升，以及第三方收集在收购Alta收购的中游资产上确认的收入。
运营费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 变化 | | 更改百分比 |
| | | | | | | |
| (除非另有说明，否则以千计) |
| 运营费用： | | | | | | | |
| 采集 | $ | 1,316,213 | | | $ | 1,228,153 | | | $ | 88,060 | | | 7.2 | |
| 传输 | 601,497 | | | 525,811 | | | 75,686 | | | 14.4 | |
| 正在处理中 | 199,266 | | | 188,201 | | | 11,065 | | | 5.9 | |
| 租赁运营费用(LOE) | 156,523 | | | 126,640 | | | 29,883 | | | 23.6 | |
| 生产税 | 144,462 | | | 98,639 | | | 45,823 | | | 46.5 | |
| 探索 | 3,438 | | | 24,403 | | | (20,965) | | | (85.9) | |
| 销售、一般和行政 | 252,645 | | | 196,315 | | | 56,330 | | | 28.7 | |
| | | | | | | |
| 生产耗竭 | $ | 1,644,625 | | | $ | 1,658,113 | | | $ | (13,488) | | | (0.8) | |
| 其他折旧和损耗 | 21,337 | | | 18,589 | | | 2,748 | | | 14.8 | |
| 折旧和损耗合计 | $ | 1,665,962 | | | $ | 1,676,702 | | | $ | (10,740) | | | (0.6) | |
| | | | | | | |
| 每单位(美元/麦克菲)： | | | | | | | |
| 采集 | $ | 0.68 | | | $ | 0.66 | | | $ | 0.02 | | | 3.0 | |
| 传输 | 0.31 | | | 0.28 | | | 0.03 | | | 10.7 | |
| 正在处理中 | 0.10 | | | 0.10 | | | — | | | — | |
| 爱情 | 0.08 | | | 0.07 | | | 0.01 | | | 14.3 | |
| 生产税 | 0.07 | | | 0.05 | | | 0.02 | | | 40.0 | |
| 探索 | — | | | 0.01 | | | (0.01) | | | (100.0) | |
| 销售、一般和行政 | 0.13 | | | 0.11 | | | 0.02 | | | 18.2 | |
| 生产耗竭 | 0.85 | | | 0.89 | | | (0.04) | | | (4.5) | |
聚集在一起。与2021年相比，2022年的收集费用按绝对值计算有所增加，主要是由于Alta收购中收购的资产的销售量增加，以及与价格挂钩的某些合同的收集率提高，但由于生产井自然减少和上线油井减少，作为综合GGA(在综合财务报表附注5中定义和讨论)部分的较低超支率的使用减少，部分抵消了这一影响。与2021年相比，2022年的每立方米采集费增加，这主要是由于与价格挂钩的某些合同的采集率较高，以及由于生产井的自然下降和在线油井的减少，作为综合GGA的一部分，较低的超支率得到较少的利用，但被Alta收购中收购的资产的较低采集率结构部分抵消。
变速箱。与2021年相比，2022年的输电费用按绝对值和单位麦克菲计算都有所增加，主要原因是德克萨斯州东部输电管道的费率较高，信用额度较低，通过收购Alta获得的额外运力，以及2021年9月在落基山脉快速管道上获得的额外运力。
正在处理。与2021年相比，2022年的加工费用绝对值有所增加，原因是富含液体的地区的开发增加了需要加工的数量。
洛伊。与2021年相比，2022年LOE的绝对值和人均LOE均有所增加，这主要是由于收购Alta带来的额外租赁运营成本以及更高的海水处理成本。
生产税。与2021年相比，2022年的生产税按绝对值和按麦克菲计算都有所增加，原因是西弗吉尼亚州遣散费增加，这主要是因为价格上涨，以及宾夕法尼亚州影响费用的增加，这是由于2022年增加了油井泥浆，包括在Alta收购中收购的油井，价格上涨和通胀。
探险。与2021年相比，2022年勘探费用的绝对值和每立方米成本均有所下降，这主要是由于我们在Alta收购完成后于2021年购买了地震数据。
销售，一般和行政。与2021年相比，2022年的销售、一般和行政费用在绝对和按Mcfe的基础上都有所增加，这主要是由于奖励公允价值的变化导致长期激励薪酬成本上升，以及我们永久员工总数增加导致的劳动力成本增加。长期激励薪酬可能会随着我们股价和业绩状况的变化而波动。
折旧和损耗。与2021年相比，2022年的生产损耗费用在绝对值和每立方米的基础上都有所下降，这是因为年度消耗率较低。
(收益)出售/交换长期资产的损失/减值。于2022年及2021年期间，我们确认长期资产的出售/交换收益分别为840万美元及2,110万美元，主要与2020年资产剥离后或有代价(定义及讨论见综合财务报表附注8)的公允价值变动有关。
合同和其他资产的减值。于2022年，我们确认了合同资产减值2.142亿美元，如合并财务报表附注5所述。
租约减值和期满。于2022年和2021年，我们分别确认了1.766亿美元和3.118亿美元的减值和租约到期，这些减值和到期与我们不再预期根据我们的发展计划开发的租约的减值和到期有关。
其他经营费用。2022年的其他运营支出为5730万美元，主要是由于法律和环境储备的变化，包括和解以及与收购TUG Hill和XCL Midstream相关的交易成本。2021年的其他运营费用为7010万美元，主要归因于与收购Alta和收购雪佛龙相关的交易成本。其他业务费用摘要见合并财务报表附注1。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2021 | | 2020 | | 变化 | | 更改百分比 |
| | | | | | | |
| (除非另有说明，否则以千计) |
| 运营费用： | | | | | | | |
| 采集 | $ | 1,228,153 | | | $ | 1,068,590 | | | $ | 159,563 | | | 14.9 | |
| 传输 | 525,811 | | | 506,668 | | | 19,143 | | | 3.8 | |
| 正在处理中 | 188,201 | | | 135,476 | | | 52,725 | | | 38.9 | |
| 爱情 | 126,640 | | | 109,027 | | | 17,613 | | | 16.2 | |
| 生产税 | 98,639 | | | 46,376 | | | 52,263 | | | 112.7 | |
| 探索 | 24,403 | | | 5,484 | | | 18,919 | | | 345.0 | |
| 销售、一般和行政 | 196,315 | | | 174,769 | | | 21,546 | | | 12.3 | |
| | | | | | | |
| 生产耗竭 | $ | 1,658,113 | | | $ | 1,375,542 | | | $ | 282,571 | | | 20.5 | |
| 其他折旧和损耗 | 18,589 | | | 17,923 | | | 666 | | | 3.7 | |
| 折旧和损耗合计 | $ | 1,676,702 | | | $ | 1,393,465 | | | $ | 283,237 | | | 20.3 | |
| | | | | | | |
| 每单位(美元/麦克菲)： | | | | | | | |
| 采集 | $ | 0.66 | | | $ | 0.71 | | | $ | (0.05) | | | (7.0) | |
| 传输 | 0.28 | | | 0.34 | | | (0.06) | | | (17.6) | |
| 正在处理中 | 0.10 | | | 0.09 | | | 0.01 | | | 11.1 | |
| 爱情 | 0.07 | | | 0.07 | | | — | | | — | |
| 生产税 | 0.05 | | | 0.03 | | | 0.02 | | | 66.7 | |
| 探索 | 0.01 | | | — | | | 0.01 | | | 100.0 | |
| 销售、一般和行政 | 0.11 | | | 0.12 | | | (0.01) | | | (8.3) | |
| 生产耗竭 | 0.89 | | | 0.92 | | | (0.03) | | | (3.3) | |
采集。由于销售量增加，2021年的采集费与2020年相比绝对值有所增加。与2020年相比，2021年每立方米基础上的收集费用有所下降，这主要是由于雪佛龙收购和阿尔塔收购中收购的资产的收集率结构较低以及销售额的增加，这导致我们使用较低的超支率作为综合GGA的一部分(在综合财务报表附注5中定义和讨论)。
传输。与2020年相比，2021年的输电费用绝对值有所增加，这主要是由于收购Alta后获得的额外容量所致。与2020年相比，2021年的单位麦克夫输电费用有所下降，这主要是由于雪佛龙收购和阿尔塔收购的销售量增加，与我们历史上的变速器组合相比，这两家公司的单位麦克菲平均输电费用较低。
正在处理中。与2020年相比，2021年的加工费用在绝对值和每立方米的基础上都有所增加，原因是富含液体的地区的开发增加了液体销售量，以及收购雪佛龙的加工量增加。
爱情。与2020年相比，2021年的LOE绝对值有所增加，这主要是由于收购Alta和收购雪佛龙增加了租赁运营成本。
生产税。与2020年相比，2021年的生产税按绝对值和按麦克菲计算均有所增加，原因是西弗吉尼亚州遣散费增加，这主要是由于价格上涨，以及宾夕法尼亚州影响费用增加，原因是价格上涨以及在Alta收购和雪佛龙收购中收购了更多油井。
探索。与2020年相比，2021年的勘探费用按绝对值和按麦克菲计算均有所增加，这主要是由于我们在Alta收购完成后购买了地震数据。
销售、一般和行政。与2020年相比，2021年销售、一般和行政费用的绝对值增加，主要是由于公允价值变化导致长期激励性薪酬成本上升
赔偿以及更高的诉讼费用。与2020年相比，2021年每个麦克菲的销售、一般和管理费用有所下降，这主要是由于销售量增加以及与Alta收购和雪佛龙收购有关的名义销售、一般和管理支出。
折旧和损耗。与2020年相比，2021年的生产损耗费用在绝对值的基础上增加，这是由于销售量增加，但被较低的年度消耗率部分抵消。由于年度损耗率较低，2021年每立方米的生产损耗费用比2020年有所下降。
无形资产摊销。2020年无形资产摊销为2,600万美元。我们的无形资产于2020年11月全额摊销。
(收益)出售/交换长期资产的损失/减值。于2021年期间，我们确认出售/交换长期资产收益2,110万美元，主要与2020年资产剥离的或有对价的公允价值变化有关。于2020年，我们确认长期资产销售/交换亏损1.007亿美元，其中6,160万美元与2020年资产交换交易有关(定义和讨论见综合财务报表附注7)，3,910万美元与资产出售有关，包括2020年资产剥离。
无形资产和其他资产的减值。于2020年第四季度，我们确认了3,470万美元的减值，其中2,280万美元与我们对某些使用权租赁资产的公允价值低于其账面价值的评估有关，1190万美元与我们的某些非经营性应收账款因预期信贷损失而减值有关。
租约的减值和期满。于2021年及2020年，我们分别确认与减值及到期租约有关的减值及到期租约金额分别为3.118亿美元及3.067亿美元，而我们不再期望根据我们的发展战略发展该等租约。
其他运营费用。2021年的其他运营费用为7010万美元，主要归因于与收购Alta和收购雪佛龙相关的交易成本。2020年的其他业务费用为2,850万美元，主要用于交易、法律准备金的变动，包括结算和重组。其他业务费用摘要见合并财务报表附注1。
其他损益表项目
在Equitrans股票交易所获得收益。在2020年第一季度，我们确认了Equitrans股票交易所1.872亿美元的收益。见合并财务报表附注5。
投资损失(收益)。2022年，我们确认了因出售我们在Equitrans Midstream的投资而造成的投资亏损，这是由于Equitrans Midstream的股价从2021年12月31日的10.34美元下降到2022年4月20日的8.65美元，部分被我们权益法投资的股本收益和我们在投资基金的投资收益(在合并财务报表附注1中定义和讨论)所抵消。2021年，我们确认了因我们在Equitrans Midstream的投资收益、我们的权益法投资的股权收益和我们在投资基金的投资收益而产生的投资收入。2020年，由于我们在Equitrans Midstream的投资亏损，我们确认了投资亏损。
股息和其他收入。与2021年相比，2022年的股息和其他收入有所下降，这主要是由于我们在Equitrans Midstream的投资收到的股息减少，该投资于2022年4月全部出售，但我们在投资基金的投资收到的股息增加部分抵消了这一影响。与2020年相比，2021年的股息和其他收入减少，主要是由于我们在Equitrans Midstream的投资收到的股息减少，原因是我们拥有的Equitrans Midstream普通股数量减少，以及每股股息金额减少。
债务清偿损失。于2022年、2021年及2020年，我们确认因综合财务报表附注10所述的债务偿还及回购而产生的债务清偿亏损。
利息支出。与2021年相比，2022年的利息支出有所下降，这主要是由于我们的优先票据的利息支出因余额减少和利率下降而减少，以及由于信用证余额减少和利息收入增加而减少的利息支出。与2020年相比，2021年的利息支出增加，原因是与雪佛龙收购和Alta收购相关的新债务利息增加，以及我们信贷安排下的定期借款增加。见合并财务报表附注10。
所得税支出(福利)。见合并财务报表附注9。
有关我们的会计政策以及与天然气、NGL和石油生产活动的会计核算以及石油和天然气资产减值相关的重大假设的讨论，请参阅本节和综合财务报表附注1中的“关键会计政策和估计”。另见项目1A，“风险因素--天然气、天然气和石油价格下跌，以及我们发展战略的变化，已导致我们的某些资产减值。未来大宗商品价格的下降、经营成本的增加或油井业绩的不利变化，或我们发展战略的进一步变化，可能导致我们资产的账面价值进一步减记，包括长期无形资产，这可能对我们未来的经营业绩产生重大不利影响。”
资本资源与流动性
虽然我们不能提供任何保证，但我们相信经营活动的现金流和我们信贷安排下的可用现金流应足以满足我们的现金需求，包括但不限于正常运营需求、偿债义务、至少未来12个月的计划资本支出和承诺，根据目前的预期，长期而言。
信贷安排
我们主要使用信贷安排项下的借款来满足营运资金需求、资本支出与其他现金用途之间的时间差异以及经营活动的现金流、衍生工具的保证金要求以及信用保证要求(包括抵押品)，以支持我们的中游服务合同、合资企业安排或建筑合同。有关我们的信贷安排的进一步讨论，请参阅综合财务报表附注10。
已知的合同债务和其他债务；计划资本支出
购买义务。我们根据现有的长期合同和与各种管道签订的具有约束力的先例协议承诺按需收费，其中一些协议的期限长达20年或更长时间。我们已经达成协议，根据这些长期合同释放我们的一些能力。我们还承诺提高处理能力，以便从天然气流中提取较重的液态碳氢化合物。此外，我们还承诺支付与我们的运营相关的服务和材料，其中主要包括获得供水服务和电动水力压裂服务的最低数量承诺，以及购买设备、材料和沙子的承诺。见合并财务报表附注13以作进一步讨论，包括有关这些项目未来付款总额的细节。
合同承诺。我们在债务协议中有合同承诺，包括支付利息和偿还本金。见综合财务报表附注10，进一步讨论我们的债务协议下的合同承诺，包括本金偿还的时间。
未确认的税收优惠。正如综合财务报表附注9所述，截至2022年12月31日，我们有1.054亿美元的未确认税收优惠准备金和1.107亿美元的额外准备金，这些准备金与一般营业税抵免结转和净营业亏损(NOL)的递延税收资产相抵销。我们于2023年1月与美国国税局结清了截至2017年的综合美国联邦所得税负担。除了预期将与美国国税局和解有关的非实质性付款外，我们目前无法对这些潜在债务与税务当局的现金清偿期限做出合理可靠的估计。
计划资本支出和销售量。2023年，我们预计总资本支出约为17亿至19亿美元，不包括可归因于非控股权益和收购的金额。我们预计将用运营产生的现金和我们信贷安排下的借款(如果需要)为计划的资本支出提供资金。由于我们是高比例种植面积的运营商，这些资本支出的金额和时间在很大程度上是可自由支配的。我们可以选择推迟2023年计划的资本支出的一部分，这取决于各种因素，包括天然气、NGL和石油的当前和预期价格；必要设备、基础设施和资本的可用性；所需监管许可和批准的接收和时间；以及钻井、完成和收购成本。2023年，我们预计我们的销售额将在1,900至2,000 Bcfe之间，不包括可归属收购金额。
TUG Hill和XCL Midstream收购。于2022年9月6日，EQT Corporation与EQT Production Company(买方)订立TUG Hill and XCL Midstream收购协议，据此，吾等同意收购THQ Appalachia I，LLC的上游资产及THQ-XCL Holdings I，LLC的收集及加工资产，透过收购THQ Appalachia I Midco，LLC及THQ-XCL Holdings I Midco，LLC各自已发行及尚未偿还的所有会员权益，代价约26亿美元现金及5,500万股EQT Corporation普通股，按惯例收购价调整。于签订TUG Hill及XCL Midstream收购协议后，吾等已将150,000,000美元(连同其应计利息及托管金额)存入第三方托管，该等款项将用作买方于TUG Hill及XCL Midstream收购事项完成时须支付的现金代价(或假若TUG Hill及XCL Midstream收购协议根据其条款及条件终止，托管金额将按TUG Hill及XCL收购协议的规定支付予买方或卖方)。2022年12月23日，TUG Hill和XCL Midstream购买协议被修订，其中包括规定将托管金额释放给卖方，专门用于偿还上游卖方的某些现有债务，上游卖方向买方发行金额相当于托管金额的无担保本票(上游卖方票据)。完成对TUG Hill和XCL Midstream的收购, 上游卖方票据项下的未偿还贷款将用作买方于完成TUG Hill及XCL Midstream收购交易时须支付的现金代价，而该等贷款将会终止。有关上游卖方附注的更多细节，请参阅合并财务报表附注6。2022年10月4日，我们发行了本金总额为5.678的优先债券，本金总额为2025年10月1日，以及本金总额为5.700的优先债券，本金总额为5.700，将于2028年4月1日到期。我们打算将出售该等票据所得款项净额，连同定期贷款安排下的借款、手头现金及/或我们信贷安排下的借款，用作支付收购TUG Hill及XCL Midstream的现金代价。TUG Hill和XCL Midstream的收购交易还有待监管部门的批准。
经营活动
2022年、2021年和2020年，经营活动提供的净现金分别为34.66亿美元、16.62亿美元和15.38亿美元。与2021年相比，2022年的增长主要是由于现金运营收入增加、营运资本的有利变化以及权益法投资收益的分配增加，但部分被衍生品支付的净现金结算增加和现金运营费用增加所抵消。周转资金的有利变化还包括根据综合GGA从现金支付选项收到的现金(每一项均在综合财务报表附注5中定义和讨论)。与2020年相比，2021年的增长主要是由于现金运营收入增加，但被前一年支付的衍生品现金结算、更高的现金运营费用和所得税退款部分抵消。
我们经营活动的现金流受到大宗商品市场价格变动的影响。我们无法预测远期条带定价所反映的当前市场观点之外的这种走势。见项目1A.“风险因素--天然气、天然气和石油价格波动，或天然气、天然气和石油价格长期处于低位，可能对我们的收入、盈利能力、未来增长率、流动资金和财务状况产生不利影响。”以获取更多信息。
投资活动
2022年、2021年和2020年用于投资活动的现金净额分别为14.22亿美元、20.73亿美元和15.56亿美元。与2021年相比，2022年的下降是由于为2021年的收购支付的现金以及我们在2022年出售我们在Equitrans Midstream普通股的剩余投资的收益，但被资本支出的增加和根据TUG Hill和XCL Midstream购买协议支付的现金保证金部分抵消，该购买协议已过渡为上游卖方的贷款(更多细节见综合财务报表附注6)。与2020年相比，2021年的增长主要是由于用于收购的现金和2020年出售资产所得的现金增加。
下表总结了我们的资本支出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (百万) |
| 储备开发 | $ | 1,131 | | | $ | 828 | | | $ | 839 | |
| 土地及租契(A) | 138 | | | 144 | | | 121 | |
| | | | | |
| 资本化间接费用 | 51 | | | 58 | | | 51 | |
| 资本化利息 | 28 | | | 18 | | | 17 | |
| 其他生产基础设施 | 82 | | | 47 | | | 40 | |
| 其他公司项目 | 10 | | | 9 | | | 11 | |
| 资本支出总额 | 1,440 | | | 1,104 | | | 1,079 | |
| 扣除：非现金项目(B) | (40) | | | (49) | | | (37) | |
| 现金资本支出总额 | $ | 1,400 | | | $ | 1,055 | | | $ | 1,042 | |
(a)截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度，可归因于非控股权益的资本支出分别为1280万美元、960万美元和490万美元。
(b)非现金资本支出的净影响，包括工作利益伙伴应收账款的时间安排、应计资本支出和资本化股份补偿费用的影响。应计资本支出的影响包括本期估计数，扣除上期应计项目的冲销。
融资活动
2022年、2021年和2020年，融资活动提供的净现金(用于)分别为6.99亿美元、5.06亿美元和3200万美元。2022年，融资现金流的主要用途是偿还和偿还债务、回购和偿还EQT公司普通股以及支付股息，融资现金流的主要来源是发行债务的净收益。2021年，融资现金流的主要来源是发行债务的收益，融资现金流的主要用途是净信贷借款以及偿还和偿还债务。2020年，融资现金流的主要来源是发行债务和股权的收益，融资现金流的主要用途是偿还和偿还债务。有关我们债务的进一步讨论，请参阅合并财务报表附注10。
2023年2月9日，我们的董事会宣布每股0.15美元的季度现金股息，于2023年3月1日支付给2023年2月21日收盘时登记在册的股东。
视我们实际及预期的流动资金来源及用途、当时的市况及其他因素而定，吾等可不时于公开市场或私下协商的交易中以现金购买方式注销或购回未偿还的债务或股本证券。任何此类交易所涉及的金额都可能是重大的。关于债务赎回和回购的讨论见综合财务报表附注10，关于EQT公司普通股回购的讨论见综合财务报表附注11。
安全评级 和 融资触发因素
下表反映了截至2023年2月10日对我们债务工具的信用评级和评级展望。我们的信用评级和评级展望随时可能被指定评级机构修改或撤销，每个评级都应独立于任何其他评级进行评估。我们不能确保评级将在任何给定的时间段内保持有效，或者如果评级机构认为情况需要，评级机构不会下调或撤销评级。有关什么是投资级别的说明，请参阅合并财务报表附注3。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 评级机构 | | 高级笔记 | | 展望 |
| 穆迪投资者服务公司(Moody‘s) | | BA1 | | 正性 |
| 标准普尔评级服务(S&P) | | BBB- | | 稳定 |
| 惠誉评级服务(Fitch Rating Service) | | BBB- | | 稳定 |
信用评级的变化可能会影响我们进入资本市场的机会、通过我们信用额度下的利率和费用产生的短期债务成本、我们定期贷款工具和可调整利率的优先票据的利率、新的长期债务的可用利率、我们的投资者池和资金来源、我们场外衍生品工具的借款成本和保证金要求以及支持我们的中游服务合同、合资企业安排或建筑合同的信用保证要求(包括抵押品)。我们场外衍生工具的保证金存款亦受信用评级以外的其他因素影响，例如天然气价格和我们与我们的对冲交易对手之间的协议中规定的信用门槛。
截至2023年2月10日，我们的信贷安排下有足够的未使用信用证净额借款能力，以满足我们的交易对手根据我们的场外衍生品工具、中游服务合同和其他合同被允许要求我们支付保证金或其他抵押品的任何请求。截至2023年2月10日，此类担保可能高达约6亿美元，包括信用证、场外衍生品保证金存款和其他抵押品，总计约2亿美元。见附注3及10 至 如需进一步资料，请参阅综合财务报表。
我们的债务协议和其他财务义务包含各种条款，如果不遵守，可能会导致我们的信贷安排和定期贷款安排下的违约或违约事件，强制部分或全部偿还未偿还金额，降低贷款能力或采取其他类似行动。债务协议下最重要的违约契约和违约事件涉及维持债务与总资本比率、限制与附属公司的交易、破产事件、不支付预定本金或利息、加快其他财政义务和变更控制规定。我们的信贷安排和定期贷款安排包含金融契约，要求我们的总债务与总资本的比率不超过65%。截至2022年12月31日，我们遵守了债务协议中的所有债务条款和契约。
有关我们信贷安排下的借款的讨论，请参阅综合财务报表附注10。截至2022年12月31日，我们尚未在定期贷款安排下借款，因此没有借款。
商品风险管理
我们的大宗商品风险管理计划的大部分与我们生产的天然气的对冲销售有关。我们套期保值计划的总体目标是保护现金流不受大宗商品价格变化风险的过度影响。我们使用的衍生商品工具主要是掉期、套头和期权协议。下表汇总了截至2023年2月10日我们NYMEX对冲头寸的大致数量和价格。固定价格和NYMEX价格之间的差额包含在我们在“平均已实现价格对账”中的价格对账中的平均差额中。固定价格天然气销售协议可以实物结算，也可以财务结算。
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| Q1 2023(a) | | Q2 2023 | | Q3 2023 | | Q4 2023 | | 2024 |
| 套期保值交易量(MMDth) | 300 | | | 305 | | | 309 | | | 296 | | | 206 | |
| 套期成交量(MMDth/d) | 3.3 | | | 3.4 | | | 3.4 | | | 3.2 | | | 0.6 | |
| | | | | | | | | |
| 掉期-多头 | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 45 | | | 41 | | | 42 | | | 14 | | | — | |
| 平均价格(元/戴德梁) | $ | 6.19 | | | $ | 4.77 | | | $ | 4.77 | | | $ | 4.77 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | |
| 掉期-做空 | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 45 | | | 41 | | | 42 | | | 42 | | | 2 | |
| 平均价格(元/戴德梁) | $ | 2.97 | | | $ | 2.53 | | | $ | 2.53 | | | $ | 2.53 | | | $ | 2.67 | |
| | | | | | | | | |
| 来电-长途 | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 46 | | | 40 | | | 40 | | | 40 | | | 51 | |
| 平均罢工($/DTH) | $ | 3.43 | | | $ | 2.72 | | | $ | 2.72 | | | $ | 2.72 | | | $ | 3.20 | |
| | | | | | | | | |
| 呼叫-短话 | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 238 | | | 300 | | | 303 | | | 197 | | | 255 | |
| 平均罢工($/DTH) | $ | 9.42 | | | $ | 4.85 | | | $ | 4.85 | | | $ | 4.69 | | | $ | 5.07 | |
| | | | | | | | | |
| 看跌期权 | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 299 | | | 304 | | | 308 | | | 268 | | | 204 | |
| 平均罢工($/DTH) | $ | 4.50 | | | $ | 3.39 | | | $ | 3.39 | | | $ | 3.51 | | | $ | 4.21 | |
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| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
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| 固定价格销售 | | | | | | | | | |
| 卷(MMDth) | 1 | | | 1 | | | 1 | | | — | | | — | |
| 平均价格(元/戴德梁) | $ | 2.43 | | | $ | 2.38 | | | $ | 2.38 | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | |
| 期权溢价 | | | | | | | | | |
| 延期保费的现金结算(百万) | $ | (98) | | | $ | (70) | | | $ | (71) | | | $ | (92) | | | $ | (10) | |
(a)1月1日至3月31日。
我们还签订了衍生品工具来对冲基差。我们可能会不时使用其他合同协议来实施我们的大宗商品对冲策略。
有关我们套期保值计划的进一步讨论，请参阅项目7A“关于市场风险的定量和定性披露”和合并财务报表附注3。
表外安排
截至2022年12月31日，除综合财务报表附注13所述承诺外，我们并无任何重大表外安排。
承付款和或有事项
关于我们的承诺和或有事项的讨论，见合并财务报表附注13。
近期发布的会计准则
我们最近发布的会计准则载于合并财务报表附注1。
关键会计政策和估算
我们的主要会计政策载于综合财务报表附注1。管理层对综合财务报表和经营结果的讨论和分析是以我们的综合财务报表为基础的，这些报表是根据公认会计准则编制的。编制合并财务报表要求管理层作出估计和判断，以影响资产、负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债的相关披露。以下经本公司董事会审核委员会(审核委员会)审阅的重要会计政策，与本公司在编制综合财务报表时所使用的更重要判断及估计有关。实际结果可能与我们的估计不同。
核算天然气、天然气和石油生产活动。我们使用成功努力法来核算我们的石油和天然气生产活动。有关我们已探明及未探明油气资产及其他长期资产的公允价值计量及任何后续减值的讨论，以及评估未探明石油及天然气资产资本化成本的可回收性，请参阅综合财务报表附注1。
我们认为，对天然气、NGL和石油生产活动的核算是一项“关键的会计估计”，因为已探明资产的减值评估涉及对未来事件的重大判断，例如未来天然气和NGL的销售价格和未来生产成本，以及记录的天然气和NGL数量和恢复时间。这些估计的重大变化可能导致我们已探明和未探明财产的成本无法收回；因此，我们将被要求确认减值。考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设，估计对我们假设变化的敏感度是不可行的。
有关已探明及未探明油气资产减值的额外资料，请参阅综合财务报表附注1。另见项目1A，“风险因素--天然气、天然气和石油价格下跌，以及我们发展战略的变化，已导致我们的某些资产减值。未来大宗商品价格的下降、经营成本的增加或油井业绩的不利变化，或我们发展战略的进一步变化，可能导致我们资产的账面价值进一步减记，包括长期无形资产，这可能对我们未来的经营业绩产生重大不利影响。”
石油和天然气储量。美国证券交易委员会S-X规则4-10所定义的探明石油和天然气储量，是指通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出，从已知油藏的给定日期起，在现有经济条件、经营方法和政府法规的情况下，在提供经营权的合同到期之前，能够经济地生产的石油和天然气储量，除非有证据表明，无论使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。
我们对已探明储量的估计每年都会使用地质、储集层和生产动态数据进行重新评估。储量估算由我们的工程师准备，并由独立工程师审计。除其他事项外，水库性能、开发计划、价格、运营成本、经济条件和政府限制等方面的变化可能会导致修订。例如，价格下跌可能会导致某些已探明储量的减少，因为它们更早达到经济极限。估计储备量的重大变化可能会对损耗率计算和我们的综合财务报表产生影响。
我们根据销售价格和成本，采用12个月平均价格估计未来天然气、天然气和原油储备的净现金流，该平均价格是12个月期间内每个月的月初价格的未加权算术平均值，因此可能会在随后的期间发生变化。运营成本、生产和从价税以及未来开发成本均以当前成本为基础，不会上升。所得税支出是根据现行法律规定的法定税率以及税收减免和抵免计算的。
我们认为，石油和天然气储量是一项“关键的会计估计”，因为我们必须定期重新评估已探明储量，以及对未来产量、生产成本和开发支出时间的估计。未来的经营业绩和我们任何季度或年度的综合资产负债表的实力都可能受到我们假设变化的重大影响。基于2022年12月31日的已探明储量，我们估计，根据目前对2023年的产量估计，探明储量每变化1%，2023年的损耗费用将分别减少约1,600万美元和增加约2,000万美元。
另见项目1A.“风险因素--天然气、天然气和石油价格波动，或天然气、天然气和石油价格长期处于低位，可能对我们的收入、盈利能力、未来增长率、流动资金和财务状况产生不利影响。”
所得税。我们确认在合并财务报表或纳税申报表中已包括的事件的预期未来税务后果的递延税项资产和负债。有关与所得税有关的会计政策的讨论，见综合财务报表附注1；有关递延税项资产、估值津贴及就不确定税务状况记录的财务报表利益金额的讨论，请参阅综合财务报表附注9。
我们认为所得税是“关键的会计估计”，因为我们必须评估我们的递延税项资产从未来的应税收入中收回的可能性，并对不确定的税收状况记录的财务报表收益金额做出判断。在某一期间建立或增加或减少估值免税额或不确定的税务状况时，我们在综合经营报表中在所得税费用中记录费用或利益。未来任何季度或年度的经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。未来应税收入或纳税筹划策略的变化可能会影响我们利用递延税收资产的能力，这将增加或减少我们的所得税支出和已支付的税款。考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设，估计对我们假设变化的敏感度是不可行的。
衍生品公司。我们订立衍生商品工具合约，主要是为了减少与未来出售我们的天然气产品有关的商品价格风险。请参阅备注4 对合并财务报表的影响有关公允价值层次的说明，请参阅。综合财务报表中报告的价值随着这些估计进行修订以反映实际结果，或者随着市场状况或其他因素的变化而变化，其中许多因素超出了我们的控制范围。
我们相信衍生工具是“关键的会计估计”，因为由于NYMEX天然气价格和基数的波动，衍生工具的市值变化会对我们的财务状况和经营结果产生重大影响。未来任何季度或年度的经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。关于天然气市场价格假设上升或下降10%的讨论，请参阅项目7A“关于市场风险的定量和定性披露”。
企业合并。企业合并会计要求公司记录按公允价值取得的可识别资产和负债。2021年第三季度，我们完成了对Alta的收购，2020年第四季度，我们完成了对雪佛龙的收购。见合并财务报表附注6，其中讨论了用于估计所购资产和负债公允价值的最重要假设。
我们认为，企业合并是“关键的会计估计”，因为对收购资产和负债的估值涉及对未来事件的重大判断。未来任何季度或年度的经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设，估计对我们假设变化的敏感度是不可行的。
或有事项和资产报废义务。我们参与了在正常业务过程中出现的各种法律和监管程序。我们根据我们对可能损失的评估记录或有损失的负债，并且损失金额可以合理地估计。我们在作出这些评估时考虑了许多因素，包括历史经验和具体事项。估计数是在与法律顾问协商后制定的，并基于对潜在结果的分析。见合并财务报表附注13。
我们根据对结算金额和时间的估计，应计资产报废债务的负债。对于油井和气井，我们的封堵和放弃义务的公允价值在发生债务时记录，通常是在油井被抽起的时候。见合并财务报表附注1。
我们认为或有事项和资产报废债务是“关键会计估计”，因为我们必须评估与或有事项相关的损失概率以及资产报废债务清偿的预期金额和时间。此外，我们必须确定未来负债的估计现值。未来任何季度或年度的经营业绩都可能受到我们假设变化的重大影响。如果我们遭受的与意外事件相关的损失高于我们的预期，我们可能会产生额外的成本来偿还此类债务。如果我们的资产报废债务的预期金额和时间发生变化，我们将被要求在未来期间调整我们负债的账面价值。考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设，估计对我们假设变化的敏感度是不可行的。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险和衍生工具。我们的主要市场风险敞口是天然气和天然气未来价格的波动。由于大宗商品价格的波动，我们无法预测未来的潜在走势
我们无法预测最终销售点的天然气和天然气液化天然气的市场价格，因此无法预测价格对我们运营的最终影响。天然气和天然气价格持续低迷或持续大幅下跌可能会对我们的发展计划产生不利影响，这将降低我们的开发速度和已探明储量的水平。天然气和NGL价格的上涨可能伴随或导致钻井成本增加、生产税增加、LOE增加、我们储存资产的季节性天然气价差波动增加以及终端用户节约或转换为替代燃料的增加。此外，在一定程度上，如果我们以低于当前市场价格的价格对冲我们的生产，我们将不会完全受益于天然气价格的上涨，并且，根据我们当时的信用评级和我们对冲合同的条款，我们可能需要向我们的对冲交易对手公布额外的保证金。
我们对冲计划的总体目标是保护我们的现金流不受大宗商品价格变化风险的过度影响。我们对衍生工具的使用在综合财务报表附注3和“资本资源和流动资金”项下的“商品风险管理”中作了进一步说明。我们的场外衍生品商品工具主要存放在金融机构，这些机构的信誉受到定期监测。我们主要通过衍生品工具来对冲预期的产量销售。我们还通过衍生工具来对冲基差。我们对衍生工具的使用是根据我们管理层的对冲和金融风险委员会批准的一套政策实施的，并由我们的董事会进行审查。
对于用于对冲我们的预期产量销售的衍生品大宗商品工具，我们设定了相对于预期产量和销售水平的政策限制，这些预期产量和销售水平面临价格风险。出于交易目的，我们拥有的金融天然气衍生商品工具数量微不足道。
我们使用的衍生商品工具主要是掉期、套头和期权协议。这些协议可能要求根据商品的两种价格之间的差额向交易对手付款或从交易对手那里收取付款。我们使用这些协议来对冲我们的纽约商品交易所和基差敞口。在执行我们的大宗商品套期保值策略时，我们也可以使用其他合同协议。我们连续监测价格和生产水平，并根据需要对对冲的数量进行调整。
假设纽约商品交易所天然气价格在2022年12月31日和2021年12月31日下降10%，我们的天然气衍生商品工具的公允价值将分别增加约7.27亿美元和5.77亿美元。假设纽约商品交易所天然气价格在2022年12月31日和2021年12月31日上涨10%，我们的天然气衍生商品工具的公允价值将分别减少约3.33亿美元和5.81亿美元。出于本分析的目的，我们将NYMEX天然气价格于2022年12月31日和2021年12月31日的10%变动应用于截至2022年12月31日和2021年12月31日的天然气衍生商品工具，以计算公允价值的假设变动。公允价值变动的厘定方法与综合财务报表附注4所述我们厘定衍生商品工具公允价值的正常程序相类似。
上述对我们衍生商品工具的分析不包括相同假设价格变动可能对我们的天然气实物销售产生的抵消影响。为对冲我们预测的天然气产量而持有的衍生商品工具组合接近我们预期的天然气实物销售的一部分；因此，假设衍生商品工具没有提前关闭，并且衍生商品工具继续有效地对冲基础风险的对冲，为对冲与上述商品价格假设变化相关的我们的预测产量而持有的衍生商品工具组合的公允价值受到的不利影响应被对天然气实物销售的有利影响所抵消。
倘相关实物交易或持仓于衍生商品工具到期日前结清，金融工具或衍生商品工具可能出现亏损或衍生商品工具可能变得一文不值，视乎终止日期或到期日(以较早者为准)的当时市场价值而定。
利率风险。市场利率的变化会影响我们从现金、现金等价物和短期投资中赚取的利息，以及我们在信贷安排和定期贷款安排下支付的借款利率。我们为优先票据支付的利息不会根据市场利率的变化而波动。在截至2022年12月31日的一年中，我们信贷安排下的借款利率每增加1%，利息支出将增加约500万美元。截至2022年12月31日，我们在定期贷款安排下没有借款。
我们2025年到期的6.125%优先票据和2030年到期的7.00%优先票据的利率根据穆迪、标准普尔和惠誉对我们优先票据的信用评级的变化而波动。我们其他未偿还优先票据的利率则不会
根据穆迪、标准普尔和惠誉对我们优先票据的信用评级的变化而波动。关于信用评级下调风险的讨论，请参阅第1A项，“风险因素--我们的勘探和生产业务有大量的资本要求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资。”利率的变化会影响我们固定利率债务的公允价值。有关我们债务的进一步讨论，请参阅综合财务报表附注10，有关公允价值计量的讨论，请参阅综合财务报表附注4，其中包括我们债务的公允价值计量。
其他市场风险。如果我们的衍生品合同的交易对手不履行义务，我们将面临信用损失。这种信用敞口仅限于公允价值为正的衍生品合约，公允价值可能会随着市场价格的变化而变化。我们的场外衍生工具主要面向金融机构，因此，可能会受到影响这些公司以及整个金融业的事件的影响。我们使用各种流程和分析来监控和评估我们的信用风险敞口，包括监控当前市场状况和交易对手信用基本面。信用敞口通过基于交易对手信用基本面的信用审批和限额来控制。为了管理信贷风险水平，我们主要与投资级的金融交易对手进行交易，尽可能达成净额结算协议，并可能获得抵押品或其他担保。
截至2022年12月31日，我们的场外衍生品合约中约有36%，即7.1亿美元的公允价值为正。截至2021年12月31日，我们的场外衍生品合约中约有17%，即4.77亿美元的公允价值为正。
截至2022年12月31日，我们没有任何衍生品合约违约，也不知道我们的衍生品合约有任何交易对手违约。在截至2022年12月31日的年度内，除了我们既定的公允价值程序中包括的正常非履约风险调整外，由于与信贷相关的担忧，我们没有对衍生品合同的公允价值进行调整。我们监控可能影响我们衍生品合约公允价值的市场状况。
我们面临着信贷客户在天然气、NGL和石油的实物销售中违约的风险。我们业务的收入和相关应收账款主要来自向位于阿巴拉契亚盆地的营销人员、公用事业公司和工业客户销售我们生产的天然气、NGL和石油，以及通过我们的运输组合进入的市场，包括墨西哥湾沿岸、美国中西部和东北部以及加拿大的市场。我们还与某些处理器签订合同，代表我们销售部分NGL。
在我们的信贷贷款银团中，大型金融机构集团中没有一家贷款人持有该贷款下财务承诺的10%以上。庞大的银团集团和每家银行相对较低的参与比例，预计将限制我们在银行业受到破坏或整合的风险。
项目8.财务报表和补充数据
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| | | 页面引用 |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：42) | | 64 |
合并经营报表 | | 67 |
合并全面损失表 | | 68 |
合并资产负债表 | | 69 |
合并现金流量表 | | 70 |
合并权益表 | | 71 |
合并财务报表附注 | | 72 |
独立注册会计师事务所报告
致EQT公司股东和董事会
对财务报表的几点看法
我们已经审计了EQT公司及其子公司(本公司)截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表，截至2022年12月31日的三个年度内每个年度的相关综合经营表、全面亏损、现金流量和权益表，以及列于指数第15(A)项的相关附注和财务报表附表(统称为“综合财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准，对公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2023年2月16日发布的报告对此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
已探明石油和天然气资产的折旧、损耗和摊销(‘DD&A’)
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| 有关事项的描述 | 截至2022年12月31日，该公司已探明的石油和天然气资产的账面净值为160.23亿美元，截至该年度的折旧、损耗和摊销(DD&A)费用为16.66亿美元。如附注1所述，在成功努力会计方法下，DD&A按生产单位法按成本中心入账。公司内部工程师估计，已探明的已开发储量用于计算油井及相关设备和设施的折旧以及无形钻探成本的摊销。总探明储量也是由该公司的工程师估计的，用于计算房地产收购的损耗。已探明的天然气、天然气液体(NGL)和石油储量估计是使用石油行业普遍认可的标准地质和工程方法编制的，其基础是使用财政和非财政投入对估计的原地碳氢化合物产量进行评估。在估计已探明的天然气、天然气和石油储量时，该公司的工程师在解释数据时需要做出重大判断。估计储量还需要选择投入，包括天然气、天然气和石油价格假设，以及未来运营和资本成本假设等。由于估计天然气、NGL和石油储量涉及的复杂性，管理层聘请了独立工程师来审计公司内部工程师截至2022年12月31日编制的估计。
审计公司的DD&A计算尤其复杂，因为需要使用内部工程师和独立工程师的工作，以及评估管理层对专家在估计已探明天然气、NGL和石油储量时所使用的上述投入的确定。 |
| |
| 我们是如何在审计中解决这个问题的 | 我们了解、评估了设计，并测试了公司对其计算DD&A过程的控制的操作有效性，包括管理层对提供给专家的财务数据的完整性和准确性的控制，以用于估计已探明的天然气、NGL和石油储量。
我们的审计程序包括(其中包括)评估公司工程师的专业资格和客观性，该工程师主要负责监督内部工程人员和用于审计储量估计的独立工程师编制储量估计的工作。此外，我们还评估了上述专家在评估已探明天然气、天然气液化石油气和石油储量时使用的财务数据和投入的完整性和准确性，将它们与来源文件达成一致，并确定和评估了佐证和相反的证据。对于已探明的未开发储量，我们通过评估开发预测与公司钻探计划的一致性以及相对于钻探计划的资金可用性，评估了管理层的开发计划是否符合美国证券交易委员会的规则，即未钻探地点计划在五年内钻探，除非特殊情况需要更长的时间。最后，我们测试了DD&A费用的计算是基于公司储量报告中适当的已探明天然气、天然气和石油储量余额。 |
/s/ 安永律师事务所
自1950年以来，我们一直担任该公司的审计师。
匹兹堡，宾夕法尼亚州
2023年2月16日
独立注册会计师事务所报告
致EQT公司股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013年框架)(COSO标准)中确立的标准，对EQT公司及其子公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，根据COSO标准，截至2022年12月31日，EQT公司及其子公司(本公司)在所有重要方面都对财务报告实施了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表，截至2022年12月31日的三个年度的相关综合经营报表、综合亏损、现金流量和权益表以及本公司指数第15(A)项所列的相关附注和财务报表附表，我们于2023年2月16日的报告对此发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并对随附的《管理层财务报告内部控制报告》所载财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/S/安永律师事务所
匹兹堡，宾夕法尼亚州
2023年2月16日
EQT公司及其子公司
合并经营报表
截至十二月三十一日止的年度，
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (千股，每股除外) |
| 营业收入： | | | | | |
| 天然气、天然气液体和石油的销售 | $ | 12,114,168 | | | $ | 6,804,020 | | | $ | 2,650,299 | |
| 衍生品(亏损)收益 | (4,642,932) | | | (3,775,042) | | | 400,214 | |
| 网络营销服务和其他 | 26,453 | | | 35,685 | | | 8,330 | |
| 总营业收入 | 7,497,689 | | | 3,064,663 | | | 3,058,843 | |
| 运营费用： | | | | | |
| 运输和加工 | 2,116,976 | | | 1,942,165 | | | 1,710,734 | |
| 生产 | 300,985 | | | 225,279 | | | 155,403 | |
| 探索 | 3,438 | | | 24,403 | | | 5,484 | |
| 销售、一般和行政 | 252,645 | | | 196,315 | | | 174,769 | |
| 折旧和损耗 | 1,665,962 | | | 1,676,702 | | | 1,393,465 | |
| 无形资产摊销 | — | | | — | | | 26,006 | |
| (收益)出售/交换长期资产的损失/减值 | (8,446) | | | (21,124) | | | 100,729 | |
| 合同和其他资产的减值 | 214,195 | | | — | | | 34,694 | |
| 租约的减值和期满 | 176,606 | | | 311,835 | | | 306,688 | |
| 其他运营费用 | 57,331 | | | 70,063 | | | 28,537 | |
| 总运营费用 | 4,779,692 | | | 4,425,638 | | | 3,936,509 | |
| 营业收入(亏损) | 2,717,997 | | | (1,360,975) | | | (877,666) | |
| 股票交易所的收益(附注5) | — | | | — | | | (187,223) | |
| 投资损失(收益) | 4,931 | | | (71,841) | | | 314,468 | |
| 股息和其他收入 | (11,280) | | | (19,105) | | | (35,512) | |
| 债务清偿损失 | 140,029 | | | 9,756 | | | 25,435 | |
| 利息支出 | 249,655 | | | 289,753 | | | 259,268 | |
| 所得税前收入(亏损) | 2,334,662 | | | (1,569,538) | | | (1,254,102) | |
| 所得税支出(福利) | 553,720 | | | (428,037) | | | (295,293) | |
| 净收益(亏损) | 1,780,942 | | | (1,141,501) | | | (958,809) | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损) | 9,977 | | | 1,246 | | | (10) | |
| 可归因于EQT公司的净收益(亏损) | $ | 1,770,965 | | | $ | (1,142,747) | | | $ | (958,799) | |
| | | | | |
| EQT公司普通股每股收益(亏损)： | | | | | |
| 基本信息： | | | | | |
| 加权平均已发行普通股 | 370,048 | | | 323,196 | | | 260,613 | |
| 可归因于EQT公司的净收益(亏损) | $ | 4.79 | | | $ | (3.54) | | | $ | (3.68) | |
| | | | | |
| 稀释(注1)： | | | | | |
| 加权平均已发行普通股 | 406,495 | | | 323,196 | | | 260,613 | |
| 可归因于EQT公司的净收益(亏损) | $ | 4.38 | | | $ | (3.54) | | | $ | (3.68) | |
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
EQT公司及其子公司
合并全面损失表
截至十二月三十一日止的年度，
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 净收益(亏损) | $ | 1,780,942 | | | $ | (1,141,501) | | | $ | (958,809) | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额： | | | | | |
其他退休后福利负债调整，税后净额：美元488, $254和$(36) | 1,617 | | | 744 | | | (156) | |
| 综合收益(亏损) | 1,782,559 | | | (1,140,757) | | | (958,965) | |
| 减去：可归因于非控股权益的综合收益(亏损) | 9,977 | | | 1,246 | | | (10) | |
| 可归因于EQT公司的全面收益(亏损) | $ | 1,772,582 | | | $ | (1,142,003) | | | $ | (958,955) | |
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
EQT公司及其子公司
合并资产负债表
十二月三十一日，
| | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
| | (千人) |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 1,458,644 | | | $ | 113,963 | |
应收账款(减去坏账准备：#美元605及$321) | 1,608,089 | | | 1,438,031 | |
| 按公允价值计算的衍生工具 | 812,371 | | | 543,337 | |
| 预付费用和其他 | 135,337 | | | 191,435 | |
| 流动资产总额 | 4,014,441 | | | 2,286,766 | |
| | | |
| 财产、厂房和设备 | 27,393,919 | | | 26,016,092 | |
| 减去：累计折旧和损耗 | 9,226,586 | | | 7,597,172 | |
| 净财产、厂房和设备 | 18,167,333 | | | 18,418,920 | |
| | | |
| 合同资产 | — | | | 410,000 | |
| 其他资产 | 488,152 | | | 491,702 | |
| 总资产 | $ | 22,669,926 | | | $ | 21,607,388 | |
| | | |
| 负债和权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 债务的当期部分 | $ | 422,632 | | | $ | 1,060,970 | |
| 应付帐款 | 1,574,610 | | | 1,339,251 | |
| 按公允价值计算的衍生工具 | 1,393,487 | | | 2,413,608 | |
| 其他流动负债 | 341,491 | | | 372,412 | |
| 流动负债总额 | 3,732,220 | | | 5,186,241 | |
| | | |
| | | |
| 高级笔记 | 5,167,849 | | | 4,435,782 | |
| 应付EQM Midstream Partners，LP的票据 | 88,484 | | | 94,320 | |
| 递延所得税 | 1,442,406 | | | 907,306 | |
| 其他负债和贷项 | 1,025,639 | | | 1,012,740 | |
| 总负债 | 11,456,598 | | | 11,636,389 | |
| | | |
| 股本： | | | |
普通股，不是面值， 授权股份：640,000，已发行股份：365,363和377,432 | 9,891,890 | | | 10,071,820 | |
库存股，成本价股份：零和1,033 | — | | | (18,046) | |
| 留存收益(累计亏损) | 1,283,578 | | | (94,400) | |
| 累计其他综合损失 | (2,994) | | | (4,611) | |
| 普通股股东权益总额 | 11,172,474 | | | 9,954,763 | |
| 合并子公司的非控股权益 | 40,854 | | | 16,236 | |
| 总股本 | 11,213,328 | | | 9,970,999 | |
| 负债和权益总额 | $ | 22,669,926 | | | $ | 21,607,388 | |
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
EQT公司及其子公司
合并现金流量表
截至十二月三十一日止的年度，
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (千人) |
| 经营活动的现金流： | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 1,780,942 | | | $ | (1,141,501) | | | $ | (958,809) | |
| 将净亏损调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | |
| 递延所得税支出(福利) | 534,612 | | | (427,470) | | | (152,275) | |
| 折旧和损耗 | 1,665,962 | | | 1,676,702 | | | 1,393,465 | |
| 无形资产摊销 | — | | | — | | | 26,006 | |
| 出售/交换长期资产的减值和(收益)损失 | 382,355 | | | 290,711 | | | 442,111 | |
| Equitrans股票交易所的收益 | — | | | — | | | (187,223) | |
| 投资损失(收益) | 4,931 | | | (71,841) | | | 314,468 | |
| 债务清偿损失 | 140,029 | | | 9,756 | | | 25,435 | |
| 基于股份的薪酬费用 | 45,201 | | | 28,169 | | | 19,552 | |
| 权益法投资收益的分配 | 50,220 | | | 14,911 | | | — | |
| 摊销、增值及其他 | 32,645 | | | 32,175 | | | 25,482 | |
| 衍生产品的损失(收益) | 4,642,932 | | | 3,775,042 | | | (400,214) | |
| 现金结算(已支付)收到支付的衍生品 | (5,927,698) | | | (2,091,003) | | | 897,190 | |
| 衍生工具收到(支付)的净保费 | 14,200 | | | (66,495) | | | (46,665) | |
| 其他资产和负债的变动： | | | | | |
| 应收账款 | (168,978) | | | (699,992) | | | (36,296) | |
| 应付帐款 | 181,459 | | | 456,988 | | | (29,193) | |
| 应收和应付所得税 | — | | | (23,909) | | | 322,763 | |
| 其他流动资产 | 48,576 | | | (75,100) | | | (68,628) | |
| 其他项目，净额 | 38,172 | | | (24,695) | | | (49,468) | |
| 经营活动提供的净现金 | 3,465,560 | | | 1,662,448 | | | 1,537,701 | |
| 投资活动产生的现金流： | | | | | |
| 资本支出 | (1,400,443) | | | (1,055,128) | | | (1,042,231) | |
| 收购支付的现金，扣除获得的现金(附注6) | (55,347) | | | (1,030,239) | | | (691,942) | |
| 收购按金(附注6) | (150,000) | | | — | | | — | |
| 出售/交换资产所得收益 | 8,572 | | | 2,452 | | | 126,080 | |
| 出售/交换投资股份所得收益 | 189,249 | | | 24,369 | | | 52,323 | |
| 其他投资活动 | (13,784) | | | (14,196) | | | (30) | |
| 用于投资活动的现金净额 | (1,421,753) | | | (2,072,742) | | | (1,555,800) | |
| 融资活动的现金流： | | | | | |
| 发行普通股的净收益 | — | | | — | | | 340,923 | |
| 信贷工具借款的收益 | 10,242,000 | | | 8,086,000 | | | 3,118,250 | |
| 偿还信贷工具借款 | (10,242,000) | | | (8,386,000) | | | (3,112,250) | |
| 发行债券所得款项 | 1,000,000 | | | 1,000,000 | | | 2,600,000 | |
| 债务发行成本和有上限的看涨期权交易(注10) | (26,506) | | | (19,713) | | | (71,056) | |
| 债务的偿还和清偿 | (917,039) | | | (154,336) | | | (2,822,262) | |
| 因债务清偿而支付的保费 | (135,308) | | | (9,599) | | | (21,132) | |
| 普通股回购和注销 | (409,485) | | | (12,922) | | | — | |
| 已支付的股息 | (203,629) | | | — | | | (7,664) | |
| 非控股权益的贡献 | 15,000 | | | 7,500 | | | 7,500 | |
| 分配给非控股权益 | (11,592) | | | — | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他融资活动 | (10,567) | | | (4,883) | | | (596) | |
| 融资活动提供的现金净额(用于) | (699,126) | | | 506,047 | | | 31,713 | |
| 现金和现金等价物净变化 | 1,344,681 | | | 95,753 | | | 13,614 | |
| 年初现金及现金等价物 | 113,963 | | | 18,210 | | | 4,596 | |
| 年终现金及现金等价物 | $ | 1,458,644 | | | $ | 113,963 | | | $ | 18,210 | |
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
补充现金流信息见附注1。
EQT公司及其子公司
合并权益表
截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普通股 | | 库存股 | | 留存收益
(累计赤字) | | 累计其他
综合损失(A) | | 非控股权益
合并后的子公司 | | |
| | 股票 | | 无票面价值 | | | | | | 总股本 |
| | | | | | | | | | | | | |
| | (千股，每股除外) |
| 2019年12月31日的余额 | 255,171 | | | $ | 7,818,205 | | | $ | (32,507) | | | $ | 2,023,089 | | | $ | (5,199) | | | $ | — | | | $ | 9,803,588 | |
| 综合亏损，税后净额： | | | | | | | | | | | | | |
| 净亏损 | | | | | | | (958,799) | | | | | (10) | | | (958,809) | |
其他退休后福利负债调整，税后净额：$(36) | | | | | | | | | (156) | | | | | (156) | |
股息(美元)0.03每股) | | | | | | | (7,664) | | | | | | | (7,664) | |
| 基于股份的薪酬计划 | 174 | | | 18,911 | | | 3,159 | | | | | | | | | 22,070 | |
| 呼叫交易上限(注10) | | | (32,500) | | | | | | | | | | | (32,500) | |
| 普通股发行 | 23,000 | | | 340,923 | | | | | | | | | | | 340,923 | |
| 非控股权益的贡献 | | | | | | | | | | | 7,500 | | | 7,500 | |
| 2020年12月31日余额 | 278,345 | | | 8,145,539 | | | (29,348) | | | 1,056,626 | | | (5,355) | | | 7,490 | | | 9,174,952 | |
| 综合(亏损)收入，税后净额： | | | | | | | | | | | | | |
| 净(亏损)收益 | | | | | | | (1,142,747) | | | | | 1,246 | | | (1,141,501) | |
其他退休后福利负债调整，税后净额：美元254 | | | | | | | | | 744 | | | | | 744 | |
| 基于股份的薪酬计划 | 627 | | | 21,982 | | | 11,302 | | | | | | | | | 33,284 | |
| 普通股回购和注销 | (1,362) | | | (21,106) | | | | | (8,279) | | | | | | | (29,385) | |
| 收购Alta(注6) | 98,789 | | | 1,925,405 | | | | | | | | | | | 1,925,405 | |
| 非控股权益的贡献 | | | | | | | | | | | 7,500 | | | 7,500 | |
| 2021年12月31日的余额 | 376,399 | | | 10,071,820 | | | (18,046) | | | (94,400) | | | (4,611) | | | 16,236 | | | 9,970,999 | |
| 综合收入，税后净额： | | | | | | | | | | | | | |
| 净收入 | | | | | | | 1,770,965 | | | | | 9,977 | | | 1,780,942 | |
其他退休后福利负债调整，税后净额：美元488 | | | | | | | | | 1,617 | | | | | 1,617 | |
股息(美元)0.55每股) | | | | | | | (203,629) | | | | | | | (203,629) | |
| 基于股份的薪酬计划 | 2,100 | | | 23,671 | | | 18,046 | | | | | | | | | 41,717 | |
| 可转换票据结算(附注10) | 4 | | | 63 | | | | | | | | | | | 63 | |
| 普通股回购和注销 | (13,140) | | | (203,664) | | | | | (189,358) | | | | | | | (393,022) | |
| 分配给非控股权益 | | | | | | | | | | | (11,592) | | | (11,592) | |
| 非控股权益的贡献 | | | | | | | | | | | 15,000 | | | 15,000 | |
| 其他 | | | | | | | | | | | 11,233 | | | 11,233 | |
| 2022年12月31日的余额 | 365,363 | | | $ | 9,891,890 | | | $ | — | | | $ | 1,283,578 | | | $ | (2,994) | | | $ | 40,854 | | | $ | 11,213,328 | |
授权普通股：640,000。授权优先股：3,000。有几个不是已发行或已发行的优先股。
(a)累计其他全面损失中包含的数额与其他退休后福利负债调整有关，税后净额可归因于精算损失净额和先前服务费用净额。
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
EQT公司及其子公司
合并财务报表附注
2022年12月31日
1. 重要会计政策摘要
巩固原则。综合财务报表包括EQT公司和EQT公司直接或间接持有控股权的所有子公司、合资企业和合伙企业(统称为本公司)的账目。公司间账户和交易已在合并中取消。管理层评估一个实体或权益是否为可变利益实体，以及该公司是否为主要受益人；如果这两个标准都满足，则需要进行合并。本公司在其合并财务报表中记录了任何非全资合并子公司的非控股权益。
该公司的若干中游收集系统并非全资拥有，而是由该公司根据建造、所有权及营运协议营运。本公司在本公司的财务报表中按比例记录其根据协议有权获得的收入、费用、资产和负债份额。
细分市场。该公司的业务包括一可报告的部分。该公司有一个单一的全公司管理团队，作为一个整体管理所有物业，而不是按独立的运营部门管理。本公司作为单个企业衡量财务业绩，而不是以地区为基础。该公司几乎所有的营业收入、运营收入和资产都产生并位于美国。
重新分类。以前报告的某些金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。
估计的使用。按照美国公认会计原则(GAAP)编制财务报表要求管理层作出影响本文报告金额的估计和假设。实际结果可能与这些估计不同。
现金和现金等价物。本公司将购买时原始到期日为三个月或以下的所有高流动性投资视为现金等价物，并按成本核算此类投资。现金等价物所赚取的利息计入利息支出的减少额。
应收账款。该公司的应收账款主要涉及天然气、天然气液体(NGL)和石油的销售以及共同利益合作伙伴的应付金额。有关与客户签订合同应支付的金额的讨论，请参阅附注2。
衍生品公司。关于公司衍生工具的讨论见附注3和附注4有关公允价值层次结构的说明和讨论公司的公允价值计量。
预付费用和其他费用。 下表汇总了公司的预付费用和其他流动资产。
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
| | (千人) |
与交易对手的保证金要求(见附注3) | $ | 100,623 | | | $ | 147,773 | |
| 预付费用和其他流动资产 | 34,714 | | | 43,662 | |
| 预付费用和其他费用总额 | $ | 135,337 | | | $ | 191,435 | |
房地产、厂房和设备。下表概述了该公司的财产、厂房和设备。
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
| | (千人) |
| 油气生产特性 | $ | 26,890,562 | | | $ | 25,523,854 | |
| 减去：累计折旧和损耗 | 9,119,553 | | | 7,508,178 | |
| 净油气产量特性 | 17,771,009 | | | 18,015,676 | |
| 其他财产，按成本减去累计折旧 | 396,324 | | | 403,244 | |
| 净财产、厂房和设备 | $ | 18,167,333 | | | $ | 18,418,920 | |
该公司采用成功的努力法，对天然气、天然气和石油生产活动进行核算。根据这一方法，生产井和相关设备、开发干井和生产面积的成本，包括生产性矿产利益，都按生产单位法资本化和耗尽。这些成本包括工资、福利和其他直接可归因于生产活动的内部成本。该公司将内部成本资本化约为$51百万，$58百万美元和美元512022年、2021年和2020年分别为100万。该公司还将与油井开发有关的利息支出资本化约$28百万，$18百万美元和美元172022年、2021年和2020年分别为100万。消耗费用的计算依据是实际生产的销售量乘以适用的单位消耗率。租约和油井的损耗率分别通过将净资本化成本除以预计在储量寿命内生产的单位数来计算。勘探干井、勘探地质和地球物理活动和延迟租金的成本以及其他财产携带成本计入勘探费用。该公司生产的石油和天然气资产的总体平均消耗率为#美元。0.85, $0.89及$0.92分别为2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日止年度。
有几个不是在2022年、2021年和2020年期间钻探的探井，有不是截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的资本化探井成本。
长期资产减值。当事件或情况显示剩余账面值可能无法收回时，本公司已探明石油及天然气资产的账面价值将会被检视以计提减值。为确定本公司的石油和天然气资产是否发生减值，本公司将估计的预期未贴现未来现金流量与该等资产的账面价值进行比较。估计未来现金流乃基于经证实且经管理层厘定合理的经风险调整的可能储量及假设，与本公司为内部规划及预算目的所采用的假设大致一致，包括(其中包括)资产的预期用途、预期储量产量、经基差调整的天然气、天然气及石油的未来市场价格、未来营运成本及通胀。已探明油气资产的账面金额超过估计未来未贴现现金流量，减记至公允价值，公允价值是通过使用贴现率和市场参与者在其公允价值估计中使用的其他假设对估计未来现金流量进行贴现而估计的。在2022年、2021年和2020年期间没有确定任何损害指标。
租约减值及期满。未探明油气资产的资本化成本至少每年在预期基础上评估可采矿性。潜在减值指标包括经济因素引起的变化、业务战略的潜在转变和历史经验。随着租赁期临近和钻探活动尚未开始，未探明石油和天然气资产减值的可能性增加。如本公司无意于租约期满前钻探租赁物业，或在租约期满前没有意愿及能力延长、续期、交易或出售租约，本公司确认减值。本公司确认租赁到期的费用，因为如果租赁之前没有减值，则租赁到期。截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度，本公司录得176.6百万，$311.8百万美元和美元306.7减值和租约到期分别为100万欧元。该公司未经证实的财产的账面净值约为#美元。1,748百万美元和美元2,406分别为2022年12月31日和2021年12月31日。
权益法投资。本公司对其对本公司无权指导对该等实体的经济表现影响最大的活动的投资采用权益会计方法。本公司权益法投资的账面价值计入综合资产负债表的其他资产。本公司权益法投资的收益/亏损按比例计入综合经营报表中的投资损失(收益)。
当事件或环境变化显示其权益法投资的公允价值低于其账面价值时，本公司评估该投资的减值。如果减值被视为非临时性的，则需要确认减值损失。
对股票证券的投资。该公司投资于一个基金(投资基金)，该基金投资于为勘探和生产公司开发技术和运营解决方案的公司。本公司并无能力对投资基金施加重大影响，因此，其于投资基金的投资以权益证券投资入账，并于综合资产负债表的其他资产中按公允价值入账。作为一种实际的权宜之计，本公司使用从基金经理收到的财务报表中提供的资产净值来评估其投资。本公司投资于投资基金的公允价值变动在综合经营报表的投资亏损(收益)中入账。本公司投资于投资基金而收到的股息在综合经营报表中记入股息和其他收入。
该公司之前拥有Equitrans Midstream公司(Equitrans Midstream)的普通股。2022年期间，该公司出售了其持有的Equitrans Midstream普通股的剩余股份。本公司没有能力对Equitrans Midstream或其任何子公司施加重大影响，因此，其在Equitrans Midstream的投资作为对股权证券的投资入账，截至2021年12月31日，该投资在综合资产负债表中以公允价值计入其他资产。该公司通过将Equitrans Midstream普通股的收盘价乘以公司拥有的Equitrans Midstream普通股的股数来评估其投资价值。公司在Equitrans Midstream的投资的公允价值变化在综合经营报表中的投资损失(收入)中记录。公司在Equitrans Midstream的投资收到的股息在综合经营报表中记录在股息和其他收入中。
合同资产。关于本公司合同资产及其减值的讨论见附注5。
无形资产。该公司的无形资产由与前莱斯能源公司高管签订的竞业禁止协议组成，截至2020年12月31日已全部摊销。
其他流动负债。 下表汇总了公司的其他流动负债。
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
| | (千人) |
| 应计应付利息 | $ | 88,484 | | | $ | 88,614 | |
| 应计所得税以外的其他税种 | 84,755 | | | 86,755 | |
| 应计激励性薪酬 | 50,894 | | | 51,224 | |
| 长期产能合同的当前部分 | 39,589 | | | 57,440 | |
| 租赁负债的流动部分 | 35,449 | | | 27,972 | |
| | | |
| 其他应计负债 | 42,320 | | | 60,407 | |
| 其他流动负债总额 | $ | 341,491 | | | $ | 372,412 | |
未摊销债务贴现和发行费用。发行债务所产生的贴现和费用在债务期限内摊销。这些数额在综合资产负债表中作为优先票据的减少额列报。请参阅附注10。
所得税。该公司提交一份合并的美国联邦所得税申报单，并使用资产和负债法来核算所得税。所得税拨备是指已支付或估计应支付的金额，扣除当年已退还或预计应退还的金额以及不包括在其他全面亏损中记录的金额的递延税项变动。本年度因新信息而对上一年度税项所作的任何调整都反映为本期的调整。单独的所得税是针对直接计入股东权益或贷记股东权益的项目计算的。
递延税项资产及负债产生于本公司资产及负债的财务报告及课税基础之间的暂时性差异，并根据该等暂时性差异的影响以制定税率确认。如果递延税项资产的一部分或全部更有可能无法变现，则递延税项资产减值准备。在评估应否设立估值免税额时，本公司判断是否更有可能(可能性超过50%)部分或全部
递延税项资产将不会变现。为了确定是否需要估值津贴，公司考虑了所有可用证据，无论是正面的还是负面的，包括结转、税务筹划策略、递延税项资产和负债的冲销以及预测的未来应税收入。
在对纳税申报表中所采取或预期所采取的税务立场的不确定性进行会计处理时，本公司使用确认阈值和计量属性来确认和计量财务报表。确认门槛要求本公司根据税务仓位的技术价值，厘定税务仓位是否更有可能会在审核后维持，包括任何相关上诉或诉讼程序的解决。如果税务状况很可能会持续下去，本公司将计量并确认该税务状况具有大于或等于50最终和解时变现的可能性。为厘定不确定税务状况所录得的财务报表利益金额，本公司会根据报告日期所得的事实、情况及资料，考虑最终结算不确定税务状况后可实现的金额及结果的可能性。本公司在所得税支出中确认与未确认的税收优惠相关的应计利息和罚款。请参阅注释9。
保险。本公司承保一般责任、工伤赔偿、汽车责任、环境责任、财产损失、营业中断、受托责任、董事及高级职员责任等传统可保风险。这些保单可能会受到免赔额或保留额、承保范围限制和排除的限制。该公司以前为与一般责任、工人赔偿和环境责任有关的某些重大损失自行投保；然而，该公司现在为2020年11月12日或之后发生的此类损失保留保险。准备金是根据对历史数据和精算估计的分析估算的，在适用的情况下不贴现。已记录准备金是截至资产负债表日发生的索赔的最终费用估计数。该等负债由本公司每季度及独立精算师(如适用)每年审核，以确保其适当性。
资产报废义务。本公司根据对结算金额和时间的估计，应计资产报废债务的负债。就油井和气井而言，本公司封堵和放弃债务的公允价值在产生债务时记录，通常是在油井被打泥时记录。在初步确认资产报废债务时，本公司将长期资产的账面价值增加与负债相同的金额。随着时间的推移，负债会因其现值的变化而增加，计入折旧和损耗费用。初始资本化成本在相关资产的使用年限内耗尽。
该公司与放弃石油和天然气生产设施相关的资产报废义务包括回收井垫、回收蓄水池、封堵油井和拆除相关结构。估计数是根据封堵和废弃油井以及回收或处置其他资产的历史经验以及油井和资产的估计剩余寿命计算的。
下表列出了综合资产负债表中包括其他负债和贷方的公司资产报废债务的期初和期末账面金额的对账。
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
| | (千人) |
| 1月1日的余额 | $ | 661,334 | | | $ | 523,557 | |
| 吸积费用 | 36,613 | | | 30,690 | |
| 已发生的负债 | 34,363 | | | 10,738 | |
| 已结清的债务 | (19,055) | | | (19,149) | |
| 收购中承担的负债 | — | | | 113,590 | |
| 在资产剥离中去除的负债 | (697) | | | (3,315) | |
| 预算的更改 | 20,245 | | | 5,223 | |
| 12月31日的结余 | $ | 732,803 | | | $ | 661,334 | |
本公司并无任何为清偿该等债务而受法律限制的资产。该公司在几个实施了扩大要求的州开展业务，导致公司在封堵过程中使用更多材料，这增加了封堵水平井和常规油井的估计成本。
收入确认。关于与客户签订合同的收入确认和衍生商品工具损益的资料，分别见附注2和附注3。
运输和加工。将公司生产的天然气收集、加工和运输到市场销售点的成本在合并经营报表中计入运输和加工成本。该公司销售一些运输工具以供转售。这些成本不是为运输该公司生产的天然气而产生的，而是从净营销服务和其他收入中扣除。
基于股份的薪酬。关于公司基于股份的薪酬计划的讨论见附注12。
为可疑帐目拨备。坏账准备在合并经营报表中计入销售费用、一般费用和行政费用。评估公司应收账款的最终变现需要判断。准备金是基于历史经验、当前和预期的经济趋势以及有关客户账户的具体信息，如客户的信誉。
其他经营费用。下表汇总了公司的其他运营费用。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (千人) |
| 法律和环境保留地的变化，包括定居点 | $ | 30,394 | | | $ | 5,175 | | | $ | 11,350 | |
| 交易记录 | 14,185 | | | 57,430 | | | 11,739 | |
| 能源转型倡议 | 11,985 | | | — | | | — | |
| 重组，包括遣散费和合同终止 | 767 | | | 7,458 | | | 5,448 | |
| 其他运营费用合计 | $ | 57,331 | | | $ | 70,063 | | | $ | 28,537 | |
固定缴费计划和其他退休后福利计划。公司确认了与其固定缴款计划有关的费用#美元。7.8百万，$7.0百万美元和美元6.5截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。此外，公司还发起了另一项退休后福利计划。
每股收益(EPS)。基本每股收益的计算方法是将EQT公司应占净收益(亏损)除以该期间已发行普通股的加权平均数。稀释每股收益的计算方法是将EQT公司应占的净收入(亏损)加上适用的分子调整除以普通股和潜在稀释性证券的加权平均数，再减去假定使用库存股方法回购的股份。潜在摊薄证券来自假设转换已发行股票期权及其他以股份为基础的奖励，以及可换股票据(定义见附注10)。库存股的购买是使用EQT公司普通股在此期间的平均股价来计算的。本公司采用IF-转换法计算可转换票据对每股摊薄收益(亏损)的影响。
下表显示了基本每股收益和稀释每股收益的计算方法。
| | | | | |
| 截至的年度
2022年12月31日 |
| (千股，每股除外) |
| EQT公司应占净收益--可供股东使用的基本收益 | $ | 1,770,965 | |
| 加回：可转换票据的利息支出，税后净额 | 8,019 | |
| 股东可获得的摊薄收益 | $ | 1,778,984 | |
| |
| 加权平均已发行普通股-基本 | 370,048 | |
期权、限制性股票、业绩奖励和股票增值权 | 5,731 | |
| 可转债 | 30,716 | |
| 加权平均已发行普通股-摊薄 | 406,495 | |
| |
| EQT公司普通股每股收益： | |
| 基本信息 | $ | 4.79 | |
| 稀释 | $ | 4.38 | |
在公司报告净亏损期间，所有期权、限制性股票、业绩奖励和股票增值权都不计入稀释加权平均流通股的计算，因为它们对每股亏损具有反稀释作用。因此，在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，所有此类证券8.2百万美元和6.8由于每股亏损的反稀释作用，分别有100万美元被排除在潜在摊薄证券之外。此外，在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，IF转换的证券约为33.3100万股被排除在潜在摊薄证券之外，因为它们对每股亏损具有反摊薄作用。
补充现金流信息。下表汇总了合并现金流量表所列利息和所得税以及非现金活动所支付(收到)的现金净额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (千人) |
| 年内支付(收到)的现金： | | | | | |
| 扣除资本化金额后的利息净额 | $ | 236,797 | | | $ | 280,511 | | | $ | 195,681 | |
| 所得税，净额 | 20,773 | | | 19,155 | | | (448,906) | |
| | | | | |
| 期内的非现金活动包括： | | | | | |
| 资产报废费用和债务增加 | $ | 54,608 | | | $ | 15,961 | | | $ | 52,271 | |
| 使用权资产和租赁负债净额增加 | 23,356 | | | 20,834 | | | 18,877 | |
| 非现金股权股权薪酬资本化 | 5,406 | | | 4,994 | | | 3,142 | |
| 发行普通股以进行可转换票据结算(附注10) | 63 | | | — | | | — | |
| 作为收购Alta的对价发行的股本(附注6) | — | | | 1,925,405 | | | — | |
近期发布的会计准则
2020年8月，财务会计准则委员会(FASB)发布了会计准则更新(ASU)2020-06，可转换债务和其他期权、衍生工具和对冲：实体自有权益中可转换工具和合同的会计。通过取消某些可转换工具的分离模式，该ASU简化了可转换工具的会计处理。对于具有转换特征的可转换工具，而该转换特征未在会计准则汇编815中作为衍生工具入账，或不会导致大量溢价作为实收资本入账，则可转换工具的嵌入转换特征不再与宿主合同分开。因此，只要没有其他特征需要区分和确认为衍生工具，可转换票据就作为按其摊余成本计量的单一负债入账。根据ASU 2020-06，实体必须使用IF-转换方法来计算可转换工具对稀释每股收益的影响。If-Converted方法假定
该工具增加了用于计算稀释每股收益的潜在摊薄证券的数量。该ASU还增加了几项新的披露要求。
本公司采用ASU 2020-06，自2022年1月1日起生效，采用完全追溯的采用方法。因此，对合并财务报表进行了重新编制。下表介绍了采用ASU 2020-06对公司先前报告的历史业绩的影响。可转换票据的讨论见附注10。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| 如报道所述 | | ASU 2020-06采用调整 | | 调整后的 |
| | | | | |
| (千股，每股除外) |
| 利息支出 | $ | 308,903 | | | $ | (19,150) | | | $ | 289,753 | |
| 所得税优惠 | (434,175) | | | 6,138 | | | (428,037) | |
| 净亏损 | (1,154,513) | | | 13,012 | | | (1,141,501) | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | 1,246 | | | — | | | 1,246 | |
| EQT公司应占净亏损 | $ | (1,155,759) | | | $ | 13,012 | | | $ | (1,142,747) | |
| | | | | |
| 基本的和稀释的： | | | | | |
| 加权平均已发行普通股(A) | 323,196 | | | — | | | 323,196 | |
| EQT公司普通股每股净亏损 | $ | (3.58) | | | $ | 0.04 | | | $ | (3.54) | |
(a)在截至2021年12月31日的年度内，已发行的摊薄加权平均普通股没有变化，因为潜在的摊薄证券对每股亏损具有反摊薄作用。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 |
| 如报道所述 | | ASU 2020-06采用调整 | | 调整后的 |
| | | | | |
| (千股，每股除外) |
| 利息支出 | $ | 271,200 | | | $ | (11,932) | | | $ | 259,268 | |
| 所得税优惠 | (298,858) | | | 3,565 | | | (295,293) | |
| 净亏损 | (967,176) | | | 8,367 | | | (958,809) | |
| 减去：可归因于非控股权益的净亏损 | (10) | | | — | | | (10) | |
| EQT公司应占净亏损 | $ | (967,166) | | | $ | 8,367 | | | $ | (958,799) | |
| | | | | |
| 基本的和稀释的： | | | | | |
| 加权平均已发行普通股(A) | 260,613 | | | — | | | 260,613 | |
| EQT公司普通股每股净亏损 | $ | (3.71) | | | $ | 0.03 | | | $ | (3.68) | |
(a)在截至2020年12月31日的年度内，已发行的摊薄加权平均普通股没有变化，因为潜在的摊薄证券对每股亏损具有反摊薄作用。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 |
| 如报道所述 | | ASU 2020-06采用调整 | | 调整后的 |
| | | | | |
| (千人) |
| 债务的当期部分(A) | $ | 954,900 | | | $ | 106,070 | | | $ | 1,060,970 | |
| 递延所得税 | 938,612 | | | (31,306) | | | 907,306 | |
| 普通股，无面值 | 10,167,963 | | | (96,143) | | | 10,071,820 | |
| 累计赤字 | (115,779) | | | 21,379 | | | (94,400) | |
(a)根据可换股票据契约的条款，于2021年12月31日，可换股票据的转换销售价格条件已获满足，因此，可换股票据持有人获准转换其任何
在截至2022年3月31日的三个月内，在可转换票据契约所载所有条款和条件的规限下，可随时选择可转换票据。因此，截至2021年12月31日，可转换票据的账面净值计入综合资产负债表的本期债务部分。
对合并现金流量表中的某些项目进行了调整，以反映采用ASU 2020-06年度的影响；然而，采用并不影响现金，也没有改变经营、投资或融资活动提供的现金净额。
随后发生的事件。自财务报表发布之日起，公司对后续事件进行了评估。
2. 与客户签订合同的收入
根据本公司的天然气、天然气和石油销售合同，本公司一般认为每个单元(MMBtu或Bbl)的交付是一项单独的履约义务，在交付时即可履行。这些合同通常要求在以下时间内付款25商品交付的日历月末的天数。其中很大一部分合同包含可变对价，因为付款条件指的是未来交货日期的市场价格。在这些情况下，公司没有确定独立的销售价格，因为可变付款的条款具体涉及公司为履行业绩义务所做的努力。其他合约，如固定价格合约或与纽约商品交易所(NYMEX)或指数价格有固定差价的合约，包含固定对价。固定对价按相对独立的销售价格分配给每项履约义务，这需要管理层的判断。对于这些合同，公司通常认为合同中的固定价格或固定差价代表独立销售价格。
根据管理层的判断，天然气、天然气和石油销售的履约义务在某个时间点得到履行，因为当天然气、天然气和石油交付到指定销售点时，客户获得了对资产的控制权和合法所有权。
综合经营报表中所列的天然气、天然气和石油销售代表该公司扣除特许权使用费后的收入份额，不包括其他公司拥有的收入利益。当代表特许权使用费或工作利益所有人销售天然气、天然气和石油时，该公司作为代理，因此以净额为基础报告收入。
就与客户签订的合同而言，公司已履行履约义务，并在资产负债表日存在无条件对价权利，公司记录了因与客户签订的合同而到期的金额#美元。1,171.9百万美元和美元1,093.9截至2022年12月31日和2021年12月31日，综合资产负债表中的应收账款分别为100万美元。
下表提供了该公司收入的分类信息。衍生品合同和某些其他收入合同不在ASU 2014-09的范围内，与客户签订合同的收入。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (千人) |
| 与客户签订合同的收入： | | | | | |
| 天然气销售 | $ | 11,448,293 | | | $ | 6,180,176 | | | $ | 2,459,854 | |
| NGLS销售 | 586,715 | | | 531,510 | | | 169,871 | |
| 石油销售 | 79,160 | | | 92,334 | | | 20,574 | |
| | | | | |
| 与客户签订合同的总收入 | $ | 12,114,168 | | | $ | 6,804,020 | | | $ | 2,650,299 | |
| | | | | |
| 其他收入来源： | | | | | |
| 衍生品(亏损)收益 | (4,642,932) | | | (3,775,042) | | | 400,214 | |
| 网络营销服务和其他 | 26,453 | | | 35,685 | | | 8,330 | |
| 总营业收入 | $ | 7,497,689 | | | $ | 3,064,663 | | | $ | 3,058,843 | |
下表汇总了截至2022年12月31日公司所有固定对价合同上分配给公司剩余履约义务的交易价格。显示的金额不包括截至2022年12月31日符合相对独立销售价格方法例外的合同。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2024 | | | | | | 总计 |
| | | | | | | | | |
| (千人) |
| 天然气销售 | $ | 14,107 | | | $ | 469 | | | | | | | $ | 14,576 | |
3. 衍生工具
该公司的主要市场风险敞口是天然气和天然气未来价格的波动，这可能会影响公司的经营业绩。该公司使用衍生商品工具对其销售生产的天然气和NGL的现金流进行对冲。该公司套期保值计划的总体目标是保护现金流不受商品价格变化风险的过度影响。
本公司使用的衍生商品工具主要是掉期、套头和期权协议。这些协议可能要求根据商品的两种价格之间的差额向交易对手付款或从交易对手那里收取付款。该公司利用这些协议来对冲其纽约商品交易所和基本风险敞口。本公司在执行其商品套期保值策略时，也可能使用其他合同协议。本公司通常与金融机构订立场外(OTC)衍生商品工具，并定期监察所有交易对手的信誉。
本公司并未将其任何衍生工具指定为现金流量对冲，因此，本公司衍生工具的所有公允价值变动均在综合经营报表衍生工具的营业收入(亏损)收益中确认。本公司按公允价值按毛数确认所有衍生工具为资产或负债。由于这些衍生工具具有高流动性，因此报告为流动资产或流动负债。本公司可随时对其衍生工具进行净额结算。
导致实物交付本公司预期在正常业务过程中销售的商品的合同一般被指定为正常销售，不受衍生工具会计的约束。导致实物收到或交付商品，但未被指定或不符合符合正常购买和正常销售范围例外的所有标准的合同，应适用衍生工具会计。
该公司的场外衍生工具一般需要现金结算。本公司亦订立一般以抵销仓位结算的交易所买卖衍生商品工具。衍生商品工具的结算在综合现金流量表中报告为经营活动现金流量的组成部分。
关于本公司持有的衍生商品工具，本公司对其预期生产销售的部分和其基本风险敞口的部分进行了对冲，涵盖约1,42410亿立方英尺(Bcf)天然气和1,483截至2022年12月31日的千桶(Mbbl)NGL2,184天然气和天然气的Bcf3,055截至2021年12月31日的NGL的Mbbl。2022年12月31日和2021年12月31日的未平仓合约的到期日均延长至2027年12月。
该公司的某些场外衍生品工具合同规定，如果穆迪投资者服务公司(Moody‘s)、标准普尔全球评级公司(S&P)或惠誉评级服务公司(Fitch)对公司的信用评级低于商定的信用评级门槛(通常低于投资级)，并且如果相关衍生品负债超过此类信用评级的商定美元门槛，则该合同的交易对手可要求公司存入抵押品。同样，如果穆迪、标普或惠誉指定的交易对手的信用评级低于商定的信用评级门槛，并且相关衍生负债超过该信用评级的商定美元门槛，本公司可要求交易对手向本公司交存抵押品。这样的抵押品可以高达100衍生负债的%。投资级是指一家或多家信用评级机构对一家公司的信用质量进行评估。要被视为投资级，一家公司必须被穆迪评为“Baa3”或更高，被标准普尔评为“BBB-”或更高，被惠誉评为“BBB-”或更高。任何低于这些评级的评级都被视为非投资级。截至2022年12月31日，公司的优先票据被穆迪评为BA1级，被标普评为BBB-级，被惠誉评为BBB-级。
当公司任何场外衍生工具合同的公允净值代表对公司的负债超过商定的公司当时适用的信用评级的美元门槛时，交易对手有权
要求公司以保证金的形式汇出资金，其金额等于超过美元门槛金额的衍生品负债部分。本公司将这些存款记为综合资产负债表中的流动资产。截至2022年12月31日及2021年12月31日，所有具有信用评级风险相关或有特征且处于净负债头寸的场外衍生工具的公允价值合计为$347.6百万美元和美元594.9分别为百万美元，为此，本公司存入和记录了零及$0.1分别为100万美元。
当本公司的任何场外衍生工具合约的公允净值代表本公司的一项资产超过交易对手当时适用的信用评级的商定美元门槛时，本公司有权要求交易对手以保证金形式汇出相当于超过美元门槛金额的衍生品资产部分的资金。该公司将这些存款作为流动负债记录在综合资产负债表中。截至2022年12月31日和2021年12月31日，不是该等存款记入综合资产负债表。
当本公司订立交易所买卖的天然气合约时，交易所可能会要求本公司将资金汇往相应的经纪作为诚信存款，以防范因市况变化而带来的风险。本公司须根据既定的初始保证金要求及相关合约公允价值的负债净额(如有)支付该等存款。本公司将这些存款记为综合资产负债表中的流动资产。当此类合同的公允价值处于净资产状况时，经纪商可以将资金汇至本公司。该公司将这些存款作为流动负债记录在综合资产负债表中。初始保证金要求由交易所根据价格、波动性和合约到期时间确定。保证金要求可能会由两家交易所酌情修改。截至2022年12月31日和2021年12月31日，该公司记录了100.6百万美元和美元147.7在综合资产负债表中作为流动资产的这类存款分别为百万美元。
本公司与金融机构及其经纪商订立净额结算协议，允许商品衍生产品总资产与商品衍生产品总负债进行净额结算。下表概述了净额结算协议和保证金存款对衍生工具资产和负债总额的影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 总衍生工具记录在
合并资产负债表 | | 衍生工具
受制于主人
净额结算协议 | | 保证金要求：
交易对手 | | 净导数
仪器 |
| | | | | | | |
| 2022年12月31日 | (千人) |
| 按公允价值计算的资产衍生工具 | $ | 812,371 | | | $ | (756,495) | | | $ | — | | | $ | 55,876 | |
| 按公允价值计算的负债衍生工具 | 1,393,487 | | | (756,495) | | | (100,623) | | | 536,369 | |
| | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | | | | | | |
| 按公允价值计算的资产衍生工具 | $ | 543,337 | | | $ | (468,266) | | | $ | — | | | $ | 75,071 | |
| 按公允价值计算的负债衍生工具 | 2,413,608 | | | (468,266) | | | (147,773) | | | 1,797,569 | |
有关与Equitrans股份交易所(定义见附注5)有关的衍生工具负债的讨论，请参阅附注5。有关2020年资产剥离(定义见附注8)所记录的衍生负债的讨论，请参阅附注8。
4. 公允价值计量
本公司于综合资产负债表中按公允价值记录其金融工具(主要为衍生工具)。本公司估计其金融工具的公允价值时采用报价的市场价格。如果没有报价的市场价格，公允价值是基于使用基于市场的参数的模型，包括远期曲线、贴现率、波动性和非履行风险，作为输入。不履行风险考虑公司信用状况对负债公允价值的影响以及交易对手信用状况对资产公允价值的影响。公司通过分析公开的市场信息来估计不履行风险，这些信息包括债务工具的收益率与信用评级类似于公司或交易对手的信用评级与无风险工具的收益率的比较。
本公司已根据估值技术投入的优先程度，将其按公允价值入账的资产和负债分类为三级公允价值等级。公允价值层次结构将最高优先级赋予活动中的报价
对于相同资产和负债的市场(第1级)，以及对不可观察到的投入的最低优先级(第3级)。使用第二级投入的资产和负债主要包括公司的掉期、套圈和期权协议。
交易所交易的大宗商品掉期有1级投入。具有2级投入的商品掉期的公允价值基于使用大量可观察投入的标准行业收益法模型，包括但不限于NYMEX天然气远期曲线、基于LIBOR的贴现率、基差远期曲线和NGL远期曲线。该公司的项圈和期权使用标准的行业收益法期权模型进行估值。期权定价模型使用的重要可观察输入包括NYMEX远期曲线、天然气波动率和基于伦敦银行间同业拆借利率的贴现率。
下表汇总了按公允价值经常性计量的资产和负债。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 报告日期的公允价值计量使用： |
| 综合资产负债表所记录的衍生工具总额 | | 活跃市场报价
对于相同的资产
(1级) | | 重要的其他人
可观测输入
(2级) | | 无法观察到的重要输入
(3级) |
| | | | | | | |
| 2022年12月31日 | (千人) |
| 按公允价值计算的资产衍生工具 | $ | 812,371 | | | $ | 103,028 | | | $ | 709,343 | | | $ | — | |
| 按公允价值计算的负债衍生工具 | 1,393,487 | | | 154,601 | | | 1,238,886 | | | — | |
| | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | | | | | | |
| 按公允价值计算的资产衍生工具 | $ | 543,337 | | | $ | 66,833 | | | $ | 476,504 | | | $ | — | |
| 按公允价值计算的负债衍生工具 | 2,413,608 | | | 126,053 | | | 2,287,555 | | | — | |
现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值因其短期到期日而接近公允价值。由于利率以现行市场利率为基础，本公司信贷安排项下借款的账面价值接近公允价值。该公司认为所有这些公允价值都是第一级公允价值计量。
作为一种实际的权宜之计，投资基金的估值使用从基金经理收到的财务报表中提供的资产净值。
本公司采用既定的公允价值方法估计其优先票据的公允价值。由于并非所有该公司的优先票据都交易活跃，因此它们的公允价值是第二级公允价值计量。截至2022年12月31日和2021年12月31日，该公司的优先票据的公允价值约为6.110亿美元6.5分别为10亿美元，账面价值约为5.610亿美元5.5分别为10亿美元，包括任何当前部分。公司应付给EQM Midstream Partners，LP(EQM)的票据的公允价值是使用基于市场的贴现率的收益法模型估计的，是一种3级公允价值计量。截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司向EQM支付的票据的公允价值约为$96百万美元和美元118分别为100万美元，账面价值约为$94百万美元和美元100分别为百万美元，包括任何当前部分。关于公司债务的进一步讨论见附注10。
本公司确认自导致转移的事件或情况变化的实际日期起在不同级别之间进行的转移。在本报告所述期间，1级、2级和3级之间没有任何转移。
有关Equitrans股票交易所公允价值计量的讨论，见附注5。关于本公司收购、资产交换交易和资产剥离的公允价值计量的讨论，分别见附注6、7和8。有关本公司已探明及未经探明的油气资产及其他长期资产的公允价值计量及任何随后减值的讨论，请参阅附注1。
5. 合同资产
2020年第一季度，公司向Equitrans Midstream出售了25,299,752Equitrans Midstream的普通股换取约美元52根据本公司与Equitrans Midstream(Equitrans Share Exchange)的联属公司EQM签订的某些收集合同，现金和利率减免为100万美元。费率减免是通过执行本公司与EQM联属公司(综合GGA)之间签订的综合天然气收集和压缩协议来实现的。
综合GGA规定，从山谷管道投入使用的季度的第一天开始到之后的36个月或2024年12月31日结束期间，公司应向EQM支付的额外现金奖金(Henry Hub现金奖金)。此类付款的条件是NYMEX Henry Hub天然气结算价的季度平均值超过某些价格门槛。
此外，由于山谷管道到2022年1月1日尚未投入使用，综合GGA向公司提供了放弃部分采集费减免的选择，否则将在山谷管道投入使用日期后适用，以换取约$的现金支付196百万美元(现金支付选项)。
在Equitrans股票交易所结算日，公司在综合资产负债表中记录了#美元的合同资产。410百万美元，相当于包括现金支付选项在内的差饷减免的估计公允价值。该公司还记录了与Henry Hub现金红利有关的衍生负债约#美元。117百万美元，公司在Equitrans Midstream的投资减少约$158百万美元。由此产生的收益约为$187综合业务表中记录了100万美元。
当事件或情况显示剩余账面值可能无法收回时，本公司合约资产的账面价值会被检视以计提减值。为确定本公司的合同资产是否已发生减值，本公司将估计的未贴现未来现金流量与账面价值进行比较。如果合同资产的账面金额超过估计的未来未贴现现金流量，则减记为公允价值，通过使用贴现率和其他假设对估计的未来现金流量进行贴现来估计公允价值。
合同资产在开始时的公允价值和估计的未来现金流量是基于在市场上看不到的重大投入，因此是公允价值计量的第三级。与Henry Hub现金红利相关的衍生负债的公允价值是基于从可观察到的市场数据中插入的重大投入，因此是第二级公允价值计量。有关公允价值层次的说明，请参阅附注4。合同资产的公允价值计算中使用的主要假设包括：(I)对山谷管道投入使用日期的概率加权估计；(Ii)对现金支付选项的潜在行使和时机的估计；(Iii)估计产量预测；以及(Iv)基于市场的加权平均资本成本。
于2022年，本公司确定了合同资产账面价值可能无法完全收回的指标，包括由于法院裁决和Equitrans Midstream就其完工发表的公开声明，估计的山谷管道完工时间的不确定性增加。作为公司减值评估的结果，公司确认减值#美元。214合并业务表中的1000万美元。于2022年，本公司选择行使综合GGA提供的现金付款选择权，并收到现金收益$196因为做出了这样的选择而产生了100万美元。截至2022年12月31日，现金支付期权的减值和选择使合同资产的账面价值降至零。截至2022年12月31日，公司还将与Henry Hub现金红利相关的衍生品负债减少至零鉴于围绕山谷管道投入使用日期的不确定性，以及本公司认为山谷管道不可能在2024年12月31日之前实现投入使用日期。围绕山谷管道启用日期的不确定性的未来变化可能导致Henry Hub现金奖金的会计处理未来发生变化。
合同资产在2021年或2020年没有减值。
6. 收购
TUG Hill和XCL Midstream收购
于2022年9月6日(原签立日期)，EQT Corporation与其全资间接附属公司EQT Production Company(买方，并连同EQT Corporation，EQT各方)、THQ Appalachia I，LLC(上游卖方)及THQ-XCL Holdings I，LLC(中游卖方，连同上游卖方)订立购买协议(原购买协议)，据此，EQT各方同意透过收购TQ Appalchia I Midco，I Midco，THQ-XCL各自已发行及未偿还的会员权益，收购上游卖方的上游资产及中游卖方的收集及加工资产LLC和THQ-XCL Holdings I Midco，LLC(收购Tug Hill和XCL Midstream)，代价约为美元2.6十亿美元的现金和55.0100万股EQT公司普通股，根据惯例收盘收购价调整。
在原始购买协议签署后，EQT各方和根据该协议拟收购的权益和资产的最终母实体各自收到了要求提供补充资料和文件材料的请求(第二份
美国联邦贸易委员会(FTC)就其对Tug Hill和XCL Midstream收购的审查提出的要求)。第二项请求将经修订的1976年《哈特-斯科特-罗迪诺反托拉斯改进法》(《高铁法案》)规定的等待期延长至当事人基本上遵守第二项请求后的30天，除非联邦贸易委员会提前终止该期限。因此，除原始购买协议中规定的某些例外情况外，如果TUG Hill和XCL Midstream收购未于2022年12月30日(原外部日期)完成，买方或卖方均有权终止原始购买协议。
于2022年12月23日(A&R签立日期)，EQT订约方与卖方订立经修订及重订的采购协议(A&R采购协议，及经A&R采购协议修订的原始采购协议，在此称为塔格山及XCL中游采购协议)，全面修订及重述原来的采购协议，其中包括将原来的外部日期延长至2023年12月29日。A&R采购协议还包含与该等延期相关的对原始采购协议的其他修订，包括对A&R执行日期后开始的期间的某些采购价格调整和中期经营契约的修改。
根据原购买协议，在原签约日期后两个工作日内，本公司存入$150(B)将1,000,000,000,000,000,000,000,000美元(连同其应计利息、托管金额)存入第三方托管，用于支付买方在完成TUG Hill和XCL Midstream收购交易时应支付的现金代价(或，如果原始购买协议根据其条款和条件终止，则托管金额将按照原始购买协议的规定支付给本公司或卖方)。根据应收账款购买协议，于应收账款执行日期，本公司及卖方指示托管代理将托管金额发放予卖方，以专用于偿还上游卖方的若干现有债务，而上游卖方向本公司发出金额相等于托管金额的无担保本票(上游卖方票据)。上游卖方票据的到期日为一年在终止日期之后(如A&R采购协议中所定义)。于终止日期前，上游卖方票据的利息将按未偿还本金的利率计算零年利率；此后，未偿还本金将按年利率计算利息10.0%每年，这一比率以0.50在每个季度的利息支付日期上的%。于完成对TUG Hill及XCL Midstream的收购后，上游卖方票据项下的未偿还贷款将用作本公司于完成TUG Hill及XCL Midstream收购交易时须支付的现金代价，而该等贷款将会终止。然而，倘若TUG Hill及XCL Midstream收购协议被终止，而卖方根据A&R购买协议第13.2(B)条的条款有权保留保证金(定义见A&R购买协议)，则上游卖方票据项下的未偿还贷款将根据A&R购买协议第13.2(B)条用于卖方收取按金，而该等贷款将被终止。
TUG Hill和XCL Midstream的购买协议的生效日期为2022年7月1日。尚未完成的Tug Hill和XCL Midstream收购仍有待监管部门的批准，包括根据《高铁法案》规定的适用等待期的终止或到期。
2022年资产收购
在2022年第四季度，公司完成了对大约4,600宾夕法尼亚州东北部的净马塞卢斯英亩(2022年资产收购)。此次收购的总收购价约为1美元。56百万美元。2022年的资产收购被计入资产收购，因此，购买价格分配给了房地产、厂房和设备。
Alta收购
于2021年7月21日，本公司根据日期为2021年5月5日的若干成员权益购买协议(Alta收购协议)，由EQT Corporation、其间接全资附属公司EQT Acquisition HoldCo LLC、Alta Resources Development、Alta Resources Development、Alta Resources及Alta Target实体之间，完成对Alta Marcellus Development，LLC及ARD Operating，LLC及附属公司(合称Alta Target Entity)的收购(Alta收购)。Alta Target实体共同持有Alta Resources的所有上游和中游资产和负债。收购Alta的收购价约为1美元。1.0十亿美元的现金和98,789,388EQT公司普通股，根据Alta收购协议中规定的惯例收盘收购价调整进行调整。阿尔塔采购协议的生效日期为2021年1月1日。
作为收购Alta的结果，该公司收购了大约300,000宾夕法尼亚州东北部的净马塞卢斯英亩，大约1.0收购时每天净生产的Bcfe，大约300中游收集系统长达数英里，大约100数英里的淡水系统和稳固的运输组合，以满足高端需求市场的需求。
购进价格的分配。Alta的收购被视为使用收购方法的业务合并。下表汇总了截至2021年7月21日收购的资产和承担的负债的收购价格和公允价值。本公司在2022年第二季度完成了收购价格分配，当时收购的资产和承担的负债的价值进行了修订。2022年记录的采购会计调整对公司的财务报表并不重要。
| | | | | | | | |
| | 购进价格分配 |
| | |
| | (千人) |
| 考虑事项： | | |
| 权益 | | $ | 1,925,405 | |
| 现金 | | 1,000,000 | |
| 总对价 | | $ | 2,925,405 | |
| | |
| 收购资产的公允价值： | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 43,199 | |
| 应收账款净额 | | 159,539 | |
| 财产、厂房和设备 | | 3,145,630 | |
| 其他资产 | | 6,309 | |
| 可归因于购入资产的金额 | | $ | 3,354,677 | |
| | |
| 承担的负债的公允价值： | | |
| 应付帐款 | | $ | 131,214 | |
| 按公允价值计算的衍生工具 | | 169,744 | |
| 其他流动负债 | | 10,127 | |
| 其他负债和贷项 | | 118,187 | |
| 可归因于承担的负债的数额 | | $ | 429,272 | |
收购的天然气及石油资产的公允价值乃根据市场上无法观察到的投入，采用现金流量贴现估值技术计量，因此被视为第3级公允价值计量。重要的投入包括未来商品价格、储量估计数量的预测、估计的未来生产率、预测的储量采收率、未来开发和运营成本的时间和数额以及加权平均资本成本。收购的未开发物业的公允价值主要采用基于市场上无法观察到的投入的贴现现金流量估值技术计量，因此被视为公允价值第三级计量。从市场参与者的角度来看，重要的投入包括未来发展的时机和数量。
收购的中游收集系统的公允价值主要采用基于市场上不可观察到的投入的成本法计量，因此被视为第3级公允价值计量。重大投入包括类似资产的重置成本、收购资产的相对年龄以及与收购资产相关的任何潜在的经济或功能过时。
有关公允价值层次的说明，请参阅附注4。
收购后的经营业绩. Alta Target实体为公司的综合业绩做出了以下贡献。
| | | | | | | | |
| | 2021年7月21日至2021年12月31日 |
| | |
| | (千人) |
| 天然气、天然气和石油的销售 | | $ | 725,807 | |
| 衍生品损失 | | (168,017) | |
| 网络营销服务和其他 | | 7,284 | |
| 总营业收入 | | $ | 565,074 | |
| | |
| 净收入 | | $ | 233,254 | |
未经审核的备考资料。下表总结了该公司的业绩，就好像对Alta的收购已于2020年1月1日完成一样。Alta Target实体的某些历史金额已重新分类，以符合本公司的财务运营列报。以下未经审计的备考信息仅供参考，并不代表在2020年1月1日收购阿尔塔的情况下的综合经营业绩，也不一定表明未来的综合经营业绩。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| (千股，每股除外) |
| 天然气、天然气和石油的预计销售 | $ | 7,248,870 | | | $ | 3,092,762 | |
| 衍生品预计(亏损)收益 | (3,902,076) | | | 501,910 | |
| 形式上的网络营销服务及其他 | 40,491 | | | 17,737 | |
| 预计总营业收入 | $ | 3,387,285 | | | $ | 3,612,409 | |
| | | |
| 预计净亏损 | $ | (1,119,168) | | | $ | (931,195) | |
| 可归因于非控股权益的预计净收益(亏损) | 1,246 | | | (10) | |
| EQT公司应占预计净亏损 | $ | (1,120,414) | | | $ | (931,185) | |
| | | |
| 预计每股亏损(基本) | $ | (3.47) | | | $ | (3.57) | |
| 每股预计亏损(摊薄) | $ | (3.47) | | | $ | (3.57) | |
信实资产收购
2021年4月1日，根据公司行使因北方石油天然气公司收购Reliance的Marcellus资产而触发的优先购买权，公司完成了从Reliance Marcellus，LLC(Reliance)收购某些石油和天然气资产(Reliance Asset Acquisition)的交易。收购的总收购价约为$69百万美元，收购的资产包括大约40收购时每天生产的MMcfe和4,100净英亩位于宾夕法尼亚州西南部。信实资产收购被计入资产收购，因此，购买价格被分配给房地产、厂房和设备。
收购雪佛龙
2020年第四季度，本公司从雪佛龙美国公司(雪佛龙)手中收购了上游资产和位于阿巴拉契亚盆地的中游集合资产的投资，收购总价为#美元。735100万美元，取决于某些收购价格调整(雪佛龙收购)。该交易于2020年11月30日完成，生效日期为2020年7月1日。
对雪佛龙的收购包括大约335,000净马塞卢斯英亩，大约400,000净Utica英亩，大约550总油井，这些油井的产量大约450在获取时每天的净MMcfe，并且大约100处于开发周期不同阶段的在制品井。对雪佛龙的收购还包括31对Laurel Mountain Midstream，LLC(LMM)的投资比例，该公司拥有由Williams Companies，Inc.和二提供淡水和产出水处理能力的水系统。
购进价格的分配。对雪佛龙的收购被视为使用收购方法的业务合并。下表汇总了截至2020年11月30日在雪佛龙收购中收购的资产和承担的负债的收购价格和公允价值。本公司于2021年第四季度完成收购价格分配，当时收购的资产价值和承担的负债进行了修订。2021年记录的采购会计调整不是实质性的。
| | | | | | | | |
| | 购进价格分配 |
| | |
| | (千人) |
| 考虑事项： | | |
| 现金(A) | | $ | 701,985 | |
| 解决先前存在的关系 | | 6,645 | |
| 总对价 | | $ | 708,630 | |
| | |
| 收购资产的公允价值： | | |
| 预付费用和其他 | | $ | 10,583 | |
| 净财产、厂房和设备 | | 725,319 | |
| 其他资产 | | 97,247 | |
| 可归因于购入资产的金额 | | $ | 833,149 | |
| | |
| 承担的负债的公允价值： | | |
| 应付帐款 | | $ | 3,347 | |
| 其他流动负债 | | 18,410 | |
| 递延所得税 | | 951 | |
| 其他负债和贷项(B) | | 101,811 | |
| 可归因于承担的负债的数额 | | $ | 124,519 | |
(a)现金对价与总购买价之间的差额为#美元735百万美元是2020年7月1日生效日期至2020年11月30日结束日期之间的经营活动结果，以及与惯例结束后事项有关的数额。
(b)其他负债和贷项包括最低承诺量合同产生的负债以及资产报废债务和环境债务。
收购的天然气及石油资产的公允价值乃根据市场上无法观察到的投入，采用现金流量贴现估值技术计量，因此被视为第3级公允价值计量。重要的投入包括未来商品价格、储量估计数量的预测、估计的未来生产率、预测的储量采收率、未来开发和运营成本的时间和数额以及加权平均资本成本。未开发物业的公允价值是根据市场上无法观察到的投入采用指引交易法计量的，因此被视为第三级公允价值计量。重要的投入包括从市场参与者的角度制定未来发展计划和每英亩未开发土地的价值。
收购的LMM投资的公允价值已计入综合资产负债表中的其他资产，主要采用贴现现金流量估值技术计量。大多数投入在市场上是不可观察到的，因此被视为公允价值计量的第三级。重大投入包括预计收入、支出和资本支出。
收购的MVC负债的公允价值是使用按折扣法计算的每份关联合同的预期吞吐量和年度MVC来计量的。大多数投入在市场上是不可观察到的，因此被视为公允价值计量的第三级。重要的投入包括估计的未来债务数量和市场参与者的债务成本。
7. 资产交易记录
于2020年，本公司完成了各种面积交易协议(统称为2020年资产交换交易)，根据这些协议，本公司交换了约24,400宾夕法尼亚州格林、阿勒格尼、阿姆斯特朗、威斯特摩兰和华盛顿县；西弗吉尼亚州韦策尔县和马歇尔县以及俄亥俄州贝尔蒙特县的净收入利息英亩合计约19,400宾夕法尼亚州格林县和华盛顿县；西弗吉尼亚州马歇尔县、韦策尔县和马里恩县以及俄亥俄州贝尔蒙特县的净收入利息英亩合计。由于2020年的资产交换交易，公司确认净亏损#美元。61.6百万英寸(收益)出售/交换长期资产的损失/减值在截至2020年12月31日的年度合并业务报表中。
所收购租赁的公允价值是基于在市场上无法观察到的投入，因此属于第三级公允价值计量。请参阅备注4有关公允价值层次的说明，请参阅。公允价值计算中使用的关键假设包括以市场为基础的可比种植面积价格。
8. 2020年资产剥离
2020年5月11日，公司完成了一项交易，出售位于宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的某些非战略性资产(2020年资产剥离)，总购买价约为5美元125百万美元现金，视惯例购进价格调整和下文定义和讨论的或有对价而定。出售的宾夕法尼亚州资产包括80马塞卢斯·威尔斯和大约33绵延数英里的集合线；出售的西弗吉尼亚州资产包括809常规油井和大约154绵延数英里的集合线。此外，2020年的资产剥离使公司减少了约美元49百万美元的资产报废债务和与出售资产相关的其他负债。出售所得款项用于偿还公司当时尚未偿还的定期贷款安排。
2020年资产剥离的买卖协议规定向公司支付额外现金红利(或有代价)，金额最高可达$20百万美元。此类或有对价以NYMEX Henry Hub天然气结算价格相对于所述下限和目标价格门槛的三个月平均值为条件，自2020年8月31日起至2022年11月30日止。或有代价指按公允价值计入综合资产负债表的内含衍生工具。截至以下年度December 31, 2022, 2021 至2020年，本公司从或有对价中获得现金$8.5百万，$10.6百万美元和美元0.9分别为100万美元。公允价值变动计入(收益)出售/交换长期资产的损失/减值在合并业务报表中。或有代价的公允价值是基于从可观察到的市场数据中插入的重大投入，因此是第二级公允价值计量。有关公允价值层次的说明，请参阅附注4。
由于2020年的资产剥离，该公司确认净亏损#美元。39.1百万美元，包括或有对价公允价值变动的影响(收益)出售/交换长期资产的损失/减值在截至2020年12月31日的年度综合经营报表中。
9. 所得税
下表汇总了公司的所得税(福利)支出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 当前： | | | | | |
| 联邦制 | $ | 651 | | | $ | 911 | | | $ | (132,625) | |
| 状态 | 18,457 | | | (1,478) | | | (10,393) | |
| 小计 | 19,108 | | | (567) | | | (143,018) | |
| 延期： | | | | | |
| 联邦制 | 527,539 | | | (316,364) | | | (129,131) | |
| 状态 | 7,073 | | | (111,106) | | | (23,144) | |
| 小计 | 534,612 | | | (427,470) | | | (152,275) | |
| 所得税支出(福利)合计 | $ | 553,720 | | | $ | (428,037) | | | $ | (295,293) | |
截至2022年12月31日的年度，当期所得税支出主要与州所得税负债有关。在截至2021年12月31日的一年中，当前的所得税优惠主要与出售国家研发抵免有关。在截至2020年12月31日的年度内，当前所得税优惠主要包括联邦退税#美元117100,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000美元，与公司的替代最低税收(AMT)抵免结转、2017年的减税和就业法案(减税和就业法案)以及根据冠状病毒援助、救济和经济安全法案(CARE法案)加快收到此类退款有关。税收优惠的剩余部分为$26包括利息在内的100万美元与2020年结算的联邦和州审计有关。
2022年8月16日，总裁·拜登签署了《2022年降低通胀法案》(IRA)，使之成为法律。爱尔兰共和军为某些公司设立了15%的公司替代最低税率，对上市公司进行的股票回购征收1%的消费税。爱尔兰共和军还包括新的和更新的能源信用选项。这些变化对2022年12月31日之后开始的纳税年度有效。该公司正在评估这些变化将对其财务报表和披露产生的影响。
减税和就业法案将2017年12月31日后产生的结转到未来年度的NOL的使用限制在应税收入的80%，并取消了将NOL带入较早纳税年度退还已缴纳税款的能力。2018年及未来期间产生的NOL可无限期结转。
持续经营的所得税支出(收益)不同于按税前收入21%的联邦法定税率计算的金额，原因总结如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 金额 | 费率 | | 金额 | 费率 | | 金额 | 费率 |
| | | | | | | | |
| | (千人) | | | (千人) | | | (千人) | |
| 所得税前收入(亏损) | $ | 2,334,662 | | | | $ | (1,569,538) | | | | $ | (1,254,102) | | |
| | | | | | | | |
| 按法定税率征税 | $ | 490,279 | | 21.0 | % | | $ | (329,603) | | 21.0 | % | | $ | (263,361) | | 21.0 | % |
| 州所得税 | 48,970 | | 2.1 | % | | (100,026) | | 6.4 | % | | (73,976) | | 5.9 | % |
| 估值免税额 | 12,685 | | 0.5 | % | | 9,616 | | (0.6) | % | | 106,548 | | (8.5) | % |
| 可转债回购溢价 | 35,957 | | 1.5 | % | | — | | — | % | | — | | — | % |
| 州法律变更 | (49,511) | | (2.1) | % | | (8,496) | | 0.5 | % | | — | | — | % |
| 税务清缴 | — | | — | % | | — | | — | % | | (33,384) | | 2.7 | % |
| 联邦和州税收抵免 | (4,319) | | (0.2) | % | | (3,079) | | 0.2 | % | | (11,628) | | 0.9 | % |
| 其他 | 19,659 | | 0.8 | % | | 3,551 | | (0.2) | % | | (19,492) | | 1.6 | % |
| 所得税支出(福利) | $ | 553,720 | | 23.7 | % | | $ | (428,037) | | 27.3 | % | | $ | (295,293) | | 23.5 | % |
在截至2022年12月31日的一年中，公司的实际税率高于美国联邦法定税率，这主要是由于州税收，包括限制某些州税收优惠的估值津贴和可转换票据的不可抵扣回购溢价，部分抵消了与2022年7月8日颁布的宾夕法尼亚州税收立法(宾夕法尼亚州税收立法)有关的州税收优惠。宾夕法尼亚州税法将企业净所得税税率从9.99%降低到2023年的8.99%，此后再降低0.5%，直到2031年企业净所得税税率达到4.99%。上述州法律变更包括州净营业亏损(NOL)结转减少1美元。214.1100万美元，国家对NOL结转的估值津贴减少#美元。198.5百万美元。在截至2021年12月31日的一年中，公司的实际税率高于美国联邦法定税率，这主要是由于州税，但部分被限制某些联邦和州税收优惠的估值免税额以及2021年4月13日颁布的西弗吉尼亚州税法所抵消，该税法改变了西弗吉尼亚州从2022年1月1日开始的纳税年度的应税收入分配方式。在截至2020年12月31日的一年中，公司的实际税率高于美国联邦法定税率，这主要是由于州所得税以及联邦和州所得税结算，但部分抵消了限制某些联邦和州税收优惠的估值免税额。
下表汇总了财务报告与资产和负债计税基础之间暂时性差异的来源和税务影响。
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| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
| | (千人) |
| 递延税项资产： | | | |
| 不结转 | $ | 580,188 | | | $ | 948,707 | |
| 未实现净亏损 | 171,697 | | | 456,751 | |
| 联邦和州资本损失结转 | 99,837 | | | 32,706 | |
| 联邦税收抵免 | 88,015 | | | 83,244 | |
| 替代性最低税收抵免结转 | 81,237 | | | 81,237 | |
| 对Equitrans Midstream的投资 | — | | | 69,159 | |
| 激励性薪酬和递延薪酬计划 | 14,586 | | | 20,409 | |
| 其他 | 6,001 | | | 2,499 | |
| 1,041,561 | | | 1,694,712 | |
| 估值免税额 | (365,140) | | | (550,967) | |
| 递延税项净资产 | 676,421 | | | 1,143,745 | |
| 递延税项负债： | | | |
| 财产、厂房和设备 | (2,118,827) | | | (2,051,051) | |
| | | |
| 递延税项净负债 | $ | (1,442,406) | | | $ | (907,306) | |
2022年期间，递延纳税净负债增加了#美元535.1与2021年相比，主要是由于未结算大宗商品对冲的未实现按市值计价收益、联邦和州的NOL利用率以及物业、厂房和设备的加速成本回收，部分抵消了主要与宾夕法尼亚州税收立法相关的州NOL和估值津贴的减少。
下表按司法管辖区详细列出上述NOL结转递延税项资产的到期期及相关估值津贴。
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| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
| | (千人) |
| 不结转： | | | |
| 联邦(2035至2037年间到期) | $ | 62,931 | | | $ | 244,032 | |
| 联邦(无限期到期) | 202,711 | | | 189,948 | |
| 州(2027至2037年间到期) | 299,933 | | | 500,676 | |
| 状态(无限期到期) | 14,613 | | | 14,051 | |
| NOL结转总数 | $ | 580,188 | | | $ | 948,707 | |
| | | |
| NOL结转的估值免税额： | | | |
| 联邦制 | $ | (23,626) | | | $ | (22,848) | |
| 状态 | (241,638) | | | (426,243) | |
| 北环线结转的总估值免税额 | $ | (265,264) | | | $ | (449,091) | |
上表未列示的其余估值拨备主要与本公司于Equitrans Midstream的投资有关，就税务而言，该等资产为资本资产。出售投资所产生的任何资本损失只能用于抵消资本收益，并限于结转3年和结转5年以供潜在使用。2022年，该公司出售了其在Equitrans Midstream的投资的剩余部分，这产生了资本亏损，只能结转用于未来的潜在用途。于2021年，本公司按公允价值调整投资时产生未实现收益，并出售其在Equitrans Midstream的一部分投资，产生资本亏损，部分可结转以抵消上一年确认的资本收益，其余部分结转。截至2022年12月31日止期间，本公司有一项与资本亏损结转有关的估值准备
$52.7联邦所得税为100万美元，47.1由于对未来潜在用途的限制，用于州所得税目的的资金为100万美元。截至2021年12月31日止期间，本公司拥有与其在Equitrans Midstream投资的资本亏损及任何未实现亏损有关的估值拨备，总额达$44.0联邦所得税为100万美元，57.5由于对未来潜在用途的限制，用于州所得税目的的资金为100万美元。
当递延税项资产的全部或部分很可能无法变现时，需要计入估值准备金。在决定是否需要估值免税额时，必须考虑所有现有的证据，无论是积极的还是消极的。截至2022年12月31日和2021年，审议的积极证据包括扭转财务与税务的暂时差异、实施和/或采用各种税务规划战略的能力以及对未来应纳税所得额的估计。被考虑的负面证据包括该公司的历史税前账面亏损、未来大宗商品价格的不确定性以及无法产生资本收益。回顾有关此等税务优惠的正面及负面证据后，我们得出的结论是，某些NOL和资本损失结转的估值免税额是有根据的，因为本公司更有可能在到期前不会使用该等免税额。
本公司打算维持对其某些国家NOL结转的估值津贴，直到有足够证据支持全部或部分此类津贴的撤销为止。然而，鉴于本公司的预期未来收益，本公司认为，有合理的可能性，在短期内，可能会有足够的积极证据支持本公司部分估值津贴的发放，这将导致某些国家NOL结转得到确认，并减少记录发放期间的所得税支出。发放估值津贴的确切时间和金额可能会根据公司能够实现的盈利水平而发生变化。
下表对不确定税收头寸准备金的期初和期末金额进行了核对，其中不包括利息和罚金。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 1月1日的余额 | $ | 182,032 | | | $ | 175,213 | | | $ | 259,588 | |
| 本年度取得的税务头寸的增加 | 9,612 | | | 4,969 | | | 5,470 | |
| 前几年取得的税务头寸的增加 | 12,391 | | | 1,850 | | | 7,250 | |
| 前几年的减税头寸 | — | | | — | | | (38,859) | |
| 与税务机关结算的税务头寸减少额 | — | | | — | | | (58,236) | |
| 12月31日的结余 | $ | 204,035 | | | $ | 182,032 | | | $ | 175,213 | |
下表显示了为不确定的纳税状况计入准备金的具体行项目。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (千人) |
| 如果确认，将影响实际税率 | $ | 117,341 | | | $ | 97,783 | | | $ | 91,003 | |
| 在合并资产负债表中记录为一般业务信贷结转和NOL相关递延税项资产的减少 | $ | 110,744 | | | $ | 97,160 | | | $ | 90,341 | |
于二零二零年，本公司因与美国国税局就其2010至2012年经修订的退税申索达成和解而调整其税务储备，方法为(I)减少不确定的税务状况，并将用于AMT抵免的递延税项资产金额增加#美元14.9百万美元，(2)将用于研究和实验抵免的不确定税收状况抵销递延税项资产减少#美元35.3百万美元和(3)减记递延税项资产#22.6一百万美元到和解金额。此外，在2020年，本公司解决了与2013年宾夕法尼亚州纳税申报单有关的纠纷，并将不确定的税收头寸减少了#美元。46.9百万美元，并同意汇款$33.5一百万美元捐给宾夕法尼亚州联邦。
本公司确认与所得税支出中未确认的税收优惠相关的利息和罚款。该公司记录的利息和罚款费用(收入)约为#美元。6.7百万，$4.2百万美元和$(3.8)分别为2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日。利息及罚款$22.2百万美元和美元15.5截至2022年12月31日和2021年12月31日，综合资产负债表中分别计入了100万欧元。
截至2022年12月31日，本公司相信，由于可能与相关税务当局达成和解，合理地有可能减少$125.9在12个月内，与联邦税收职位相关的未确认税收优惠可能是必要的。
2023年1月，本公司向美国国税局结清了截至2017年的美国联邦所得税综合负债，金额包括在上述准备金中，对实际税率的影响最小。这项和解将产生一笔非实质性的现金税款，并减少负债和递延税款资产#美元。81.2百万美元和放弃的研发税收抵免44.7上表中反映的百万美元。该公司还定期接受各种国家所得税审查。自2022年12月31日起，除极少数例外，本公司2015年前年度不再接受税务机关的国家审查。
2022年期间，公司对未确认税收优惠的会计处理方法没有重大变化。
10. 债务
下表概述了该公司的未偿债务。
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| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| | 本金价值 | | 账面价值(A) | | 公允价值(B) | | 本金价值 | | 账面价值(A) | | 公允价值(B) |
| | | | | | | | | | | |
| | (千人) |
| | | | | | | | | | | |
| 高级笔记： | | | | | | | | | | | |
3.002022年10月1日到期的债券百分比 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 568,823 | | | $ | 567,909 | | | $ | 576,969 | |
7.422023年到期的百分比B系列票据 | 10,000 | | | 10,000 | | | 10,110 | | | 10,000 | | | 10,000 | | | 10,327 | |
6.1252025年2月1日到期的债券百分比(C) | 911,467 | | | 908,168 | | | 915,833 | | | 1,000,000 | | | 994,643 | | | 1,133,000 | |
5.6782025年10月1日到期的债券百分比 | 500,000 | | | 496,578 | | | 500,370 | | | — | | | — | | | — | |
1.752026年5月1日到期的可转换票据百分比 | 414,832 | | | 406,796 | | | 967,728 | | | 499,991 | | | 487,543 | | | 854,985 | |
3.1252026年5月15日到期的债券百分比 | 440,857 | | | 436,198 | | | 408,454 | | | 500,000 | | | 493,157 | | | 516,265 | |
7.752026年7月15日到期的债券百分比 | 115,000 | | | 113,218 | | | 124,874 | | | 115,000 | | | 112,721 | | | 138,504 | |
3.902027年10月1日到期的债券百分比 | 1,233,008 | | | 1,227,582 | | | 1,152,875 | | | 1,250,000 | | | 1,243,340 | | | 1,344,688 | |
5.7002028年4月1日到期的债券百分比 | 500,000 | | | 493,941 | | | 505,325 | | | — | | | — | | | — | |
5.002029年1月15日到期的债券百分比 | 327,101 | | | 322,956 | | | 313,173 | | | 350,000 | | | 344,835 | | | 389,428 | |
7.0002030年2月1日到期的债券百分比(C) | 714,800 | | | 710,138 | | | 752,670 | | | 750,000 | | | 744,417 | | | 966,983 | |
3.6252031年5月15日到期的债券百分比 | 465,165 | | | 459,070 | | | 406,205 | | | 500,000 | | | 492,669 | | | 523,620 | |
| 应付EQM的票据 | 94,320 | | | 94,320 | | | 95,667 | | | 99,838 | | | 99,838 | | | 117,837 | |
| 债务总额 | 5,726,550 | | | 5,678,965 | | | 6,153,284 | | | 5,643,652 | | | 5,591,072 | | | 6,572,606 | |
| 减去：债务的当前部分(D) | 430,668 | | | 422,632 | | | 983,758 | | | 1,074,332 | | | 1,060,970 | | | 1,439,165 | |
| 长期债务 | $ | 5,295,882 | | | $ | 5,256,333 | | | $ | 5,169,526 | | | $ | 4,569,320 | | | $ | 4,530,102 | | | $ | 5,133,441 | |
(a)对于公司的信贷安排和应付给EQM的票据，本金价值代表账面价值。对于所有其他债务，本金价值减去未摊销债务发行成本和债务贴现代表账面价值。
(b)由于利率以现行市场利率为基础，本公司信贷安排项下借款的账面价值接近公允价值；因此，这是一种第一级公允价值计量。对于公司应付给EQM的票据，公允价值使用第三级投入计量。对于所有其他债务，公允价值使用第二级投入计量。有关公允价值层次的说明，请参阅附注4。
(c)这部分公司优先票据的利率根据穆迪、标准普尔和惠誉对公司优先票据的信用评级的变化而波动。
(d)截至2022年12月31日，债务的当前部分包括7.42%系列B音符，1.75%可转换票据和应付给EQM的票据的一部分。截至2021年12月31日，债务的当前部分包括3.00%音符，1.75%可转换票据和应付给EQM的票据的一部分。
信贷安排。该公司有一美元2.5十亿美元的信贷安排。于2022年6月28日，本公司与贷款方及PNC Bank，National Association作为行政代理、回旋额度贷款人及信用证发行人订立第三次修订及重订信贷协议(第三次修订)，修订及重申日期为2017年7月31日的第二次修订及重订信贷协议(“信贷协议”)。第三修正案，除其他事项外，(I)将信贷协议下的承诺和贷款的到期日延长至2027年6月28日，并规定
公司的选择，二一年制其后延期，但须经贷款人批准，(2)可增加最多#美元的承担额。500经本公司及新贷款人或现有贷款人同意，及(Iii)可提供基本利率贷款、定期SOFR贷款、每日简单SOFR贷款及周转额度贷款(定义见第三修正案)。基本利率贷款按基本利率(定义见第三修正案)加上基于公司当时的当前信用评级的保证金计息。
信贷安排可用于营运资金、资本支出、股份回购和任何其他合法的公司目的。信贷安排由一大群金融机构组成的银团承销，每一家机构都有义务为本公司的任何借款按比例提供资金。在信贷安排的银团中，大型金融机构集团中没有一家贷款人持有超过10在这类贷款下的财政承诺的%。庞大的辛迪加集团和每个贷款人相对较低的参与百分比预计将限制本公司在银行业受到干扰或整合的风险。
本公司不需要维护补偿银行余额。公司的债务发行人信用评级由穆迪、标准普尔或惠誉对其非信用增强型优先无担保长期债务确定，除了贷款人对以信贷安排为抵押的任何金额收取的利率外，还决定与信贷安排相关的费用水平；公司的债务信用评级越低，费用水平和借款利率就越高。
本公司的信贷安排包含各种条款，如果不遵守，可能会导致信贷安排的终止，要求提前支付未偿还金额或采取类似行动。信贷安排下最重要的违约契约和违约事件是维持债务与总资本的比率，并限制与附属公司的交易。信贷安排包含的金融契约要求总债务与总资本的比率不超过65%。截至2022年12月31日，该公司遵守了所有债务条款和契诺。
该公司拥有大约美元25百万美元和美元440截至2022年12月31日和2021年12月31日，其信贷安排下的未偿还信用证分别为100万份。
根据本公司的信贷安排，截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的未偿还借款最高限额为#美元1.3亿，美元1.710亿美元0.7亿美元，平均每天的余额约为$466百万，$609百万美元和美元148百万美元，利息按加权平均年利率2.8%, 1.9%和2.3%。截至2022年、2022年、2021年及2020年12月31日止年度，本公司产生的承诺费约为20, 28和28分别在其信贷安排的未提取部分加息基点，以维持信贷可获得性。
高级附注。管理本公司长期债务的契约包含若干限制性财务及经营契约，包括限制本公司产生债务、产生留置权、订立出售及回租交易、完成收购、合并、出售资产及执行某些其他公司行动的能力。该公司的某些优先票据还包括一项要约回购条款，适用于发生适用契约中规定的某些控制权变更事件时适用。2025年2月1日到期的公司优先票据和2030年2月1日到期的优先票据的利率根据穆迪、标准普尔和惠誉对公司优先票据的信用评级的变化而波动。该公司其他未偿还优先票据的利率不会波动。
截至12月31日，2022，公司优先票据的总到期日为$10百万 in 2023, 零 in 2024, $1,411百万 in 2025, $971百万 in 2026, $1,233百万在2027年和 $2,007百万之后。
5.678高级附注和百分比5.700高级注释百分比。2022年10月4日，该公司发行了美元500本金总额为百万美元5.6782025年10月1日到期的优先债券%500本金总额为百万美元5.7002028年4月1日到期的优先债券%。公司拟使用出售票据所得款项净额#元。989.9百万美元(扣除发售成本$10.1100万美元)，为收购TUG Hill和XCL Midstream提供部分资金。国家的圣约5.678%高级票据和5.700%优先票据与公司现有的优先无担保票据一致。这个5.678%高级票据和5.700%优先票据有一项特别强制性赎回条款，规定如果在2023年6月30日或之前没有完成对TUG Hill和XCL Midstream的收购，或者如果公司通知票据受托人它不会寻求完成对TUG Hill和XCL Midstream的收购，公司必须以相当于以下价格的价格赎回当时已发行的每个系列的票据101将赎回的票据本金的%，另加赎回日(但不包括赎回日)的应计及未付利息。
偿还债务. 本公司于截至2022年12月31日止年度内赎回或购回以下债务。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 债务部分 | | 本金 | | 保费/(折扣) | | 应计但未付利息 | | 总成本 |
| | | | | | | | |
| | (千人) |
3.002022年10月1日到期的债券百分比 | | $ | 568,823 | | | $ | 5,546 | | | $ | 7,150 | | | $ | 581,519 | |
6.1252025年2月1日到期的债券百分比 | | 88,533 | | | 3,064 | | | 2,691 | | | 94,288 | |
| | | | | | | | |
1.752026年5月1日到期的可转换票据百分比 | | 85,096 | | | 127,906 | | | 250 | | | 213,252 | |
3.1252026年5月15日到期的债券百分比 | | 59,143 | | | (3,998) | | | 524 | | | 55,669 | |
3.902027年10月1日到期的债券百分比 | | 16,992 | | | (753) | | | 195 | | | 16,434 | |
| | | | | | | | |
5.002029年1月15日到期的债券百分比 | | 22,899 | | | (1,039) | | | 350 | | | 22,210 | |
7.0002030年2月1日到期的债券百分比 | | 35,200 | | | 1,978 | | | 934 | | | 38,112 | |
3.6252031年5月15日到期的债券百分比 | | 34,835 | | | (5,341) | | | 556 | | | 30,050 | |
| 总计 | | $ | 911,521 | | | $ | 127,363 | | | $ | 12,650 | | | $ | 1,051,534 | |
定期贷款安排和过渡贷款安排。关于订立塔格山及XCL中游收购协议，本公司于2022年9月6日订立债务承诺书，并于2022年9月20日修订及重述。根据该修订和重述的债务承诺书，加拿大皇家银行、PNC银行、国民协会、瑞穗银行有限公司和某些其他金融机构承诺向该公司提供本金总额为#美元的无担保过桥贷款安排。1.25亿美元(过桥贷款机制)和本金总额为#美元的无担保定期贷款机制1.2510亿美元(定期贷款安排)，但须满足标准条件。
于2022年11月9日，本公司与作为行政代理的PNC银行、全国协会及其他贷款方订立一项信贷协议(定期贷款信贷协议)，根据该协议，本公司可一次过取得本金总额不超过$的无抵押定期贷款。1.2510亿美元，为收购Tug Hill和XCL Midstream提供部分资金。2022年12月23日，本公司修订了定期贷款信贷协议，将定期贷款融资下承诺的终止日期延长至2023年6月30日。截至2022年12月31日，其下的定期贷款工具承诺仍未提取。该公司将产生约为20定期贷款安排中未提取部分的基点，以维持信贷供应。
关于本公司股票发售的结束5.678%高级票据和5.700%优先票据于2022年10月4日，过渡性贷款机制下的承担额自动减少#989.9根据过桥贷款安排的条款，出售票据所得款项净额为百万欧元。于2022年12月23日，本公司终止了过渡性贷款机制下的剩余承担，因为本公司认为不再需要剩余的承担来为收购TUG Hill和XCL Midstream提供资金。
应付给EQM的票据。EQM拥有公司子公司EQT Energy Supply，LLC的优先权益，根据EQT Energy Supply，LLC的经营协议条款，该优先权益将作为应付票据入账。应付给EQM的票据本金金额为$5.8百万英寸2023, $6.3百万英寸2024, $6.5百万英寸2025, $6.9百万英寸2026, $7.3百万英寸2027及$61.5之后的百万美元。
担保债券。该公司拥有大约美元180百万美元和美元245截至2022年12月31日和2021年12月31日的未偿还担保债券分别为100万美元，这些债券是根据合同要求发行的，原因是穆迪、标准普尔和惠誉对公司当时的信用评级。
可转换票据。2020年4月，该公司发行了美元500本金总额为百万美元1.75%2026年5月1日到期的可转换优先票据(可转换票据)，除非提前赎回、回购或转换。
在下列情况下，可转换票据的持有人可以在2026年1月30日交易结束前的任何时间，根据自己的选择转换其可转换票据：
•在任何季度内，只要最后报告的EQT公司普通股价格至少为20在以下期间的交易日(连续或非连续)30连续交易日于
紧靠前一个季度大于或等于130每个此类交易日转换价格的百分比(销售价格条件)；
•在此期间五-任何时间之后的工作日期间五-连续交易日期间(测算期)，在测算期内每个交易日的可转换票据本金每1,000美元的交易价低于98EQT公司普通股最后报告价格乘积的百分比和可转换票据在每个该交易日的转换率；
•如公司要求赎回任何或全部可转换票据，则在紧接该赎回日期前的第二个预定交易日收市前的任何时间；及
•在可转换票据契约中规定的某些公司事件发生时。
在2026年2月1日或之后，可转换债券的持有人可以随时转换他们的可转换债券，直到紧接2026年5月1日之前的第二个预定交易日的交易结束为止。
公司可能不会在2023年5月5日之前赎回可转换票据。于2023年5月5日或之后及2026年2月1日前，公司可按其选择权以现金赎回全部或任何部分可转换票据，赎回价格相当于100待赎回的可转换票据本金的百分比加上截至赎回日的应计未付利息，只要EQT公司普通股的最后报告每股价格至少为130有效转换价格的%，至少20在任何期间的交易日(连续或非连续)30-连续交易日期间，截止于紧接公司发出赎回通知之日的前一个交易日。可转换票据不计提偿债基金。
可换股票据的初步兑换率为每1,000美元可转换票据本金持有66.6667股EQT公司普通股，相当于初始换股价为1,000美元。15.00每股EQT公司普通股。初始转换价格相当于溢价20%到$12.50EQT公司普通股2020年4月23日每股收盘价。在某些情况下，转换率可能会调整。此外，在2026年5月1日之前发生的某些公司事件或公司发出赎回通知的情况下，公司将在某些情况下提高与该公司事件或赎回通知相关而选择转换其可转换票据的持有人的转换率。
由于EQT公司在2022年为其普通股支付了现金股息，可转换票据的转换率进行了调整，如下表所示。EQT公司未来的红利支付将导致EQT公司普通股每股转换率的进一步调整。
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| 已支付的股息 | | 调整到换算率的生效日期 | | EQT公司普通股每1,000美元本金转换股份 |
| Q1 2022 | | 2022年2月11日 | | 67.0535 |
| Q2 2022 | | May 10, 2022 | | 67.2836 |
| Q3 2022 | | 2022年8月8日 | | 67.5232 |
| Q4 2022 | | 2022年11月8日 | | 67.7532 |
于2022年12月31日及2021年12月31日，转换可换股票据的销售价格条件已获满足，因此，可换股票据持有人可分别于2023年及2022年第一季度期间的任何时间，在符合可换股票据契约所载条款及条件的情况下，选择转换其任何可换股票据。因此，截至2022年12月31日和2021年12月31日，可转换票据的账面净值计入综合资产负债表的本期债务部分。
下表汇总了从发行到2023年2月10日的可转换票据转换权行使情况。该公司选择通过向转换持有者发行EQT公司普通股来结算所有此类转换。
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| 结算月份 | | 本金转换 | | 已发行股份 | | 平均折算价格 |
| | | | | | |
| | (千人) | | | | |
| 2021年9月 | | $ | 9 | | | 599 | | | $ | 19.64 | |
| 2022年3月 | | 8 | | | 536 | | | 33.65 | |
| 2022年4月 | | 26 | | | 1,742 | | | 34.78 | |
| 2022年7月 | | 5 | | | 335 | | | 36.91 | |
| 2022年10月 | | 11 | | | 741 | | | 40.07 | |
| 2022年12月 | | 6 | | | 405 | | | 36.66 | |
| 2023年1月 | | 7 | | | 473 | | | 33.70 | |
在转换剩余的未偿还可转换票据时，公司可以按照可转换票据契约、现金、EQT公司普通股或其组合中规定的方式和条件，在公司选择的情况下支付和/或交付，以履行其转换义务。该公司打算通过向可转换票据持有者支付或交付等同于债务本金的现金和超过债务本金的EQT公司普通股来履行其债务。
与发行可换股票据有关，本公司订立私下协商的封顶催缴交易(封顶催缴交易)，其目的是减少转换可换股票据时对EQT Corporation普通股的潜在摊薄及/或抵销本公司须支付的超过该等债务本金的任何现金付款，但有关减持及抵销须受上限规限。有上限的看涨期权交易的初始执行价为$15.00每股EQT公司普通股，初始上限价格为$18.75每股EQT公司普通股，每个普通股都有一定的惯例调整，包括由于公司支付普通股股息而进行的调整。
封顶催缴交易与可换股票据分开。被封顶的看涨期权交易被记录在股东权益中，没有被计入衍生品。购买有上限的呼叫交易的成本为$32.5百万美元计入股本减值，不会重新计量。
基于EQT公司普通股的收盘价$33.83于2022年12月31日，撇除上限催缴交易的影响，可换股票据的IF转换价值较本金高出$536百万美元。
下表概述了可转换票据的账面净值。
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| | | |
| (千人) |
| 本金 | $ | 414,832 | | | $ | 499,991 | |
| 减去：未摊销债务发行成本 | 8,036 | | | 12,448 | |
| 可转换票据账面净值 | $ | 406,796 | | | $ | 487,543 | |
下表汇总了与可转换票据相关的利息支出组成部分。可转换票据的实际利率为2.4%.
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 合同利息支出 | $ | 8,006 | | | $ | 8,750 | | | $ | 5,906 | |
| 发行成本摊销 | 2,522 | | | 2,695 | | | 1,777 | |
| 可转换票据利息支出总额 | $ | 10,528 | | | $ | 11,445 | | | $ | 7,683 | |
偿还债务. 本公司在2023年1月1日至2023年2月10日期间赎回或回购了以下债务。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 债务部分 | | 本金 | | 保费/(折扣) | | 应计但未付利息 | | 总成本 |
| | | | | | | | |
| | (千人) |
6.1252025年2月1日到期的债券百分比 | | $ | 9,946 | | | $ | 86 | | | $ | 268 | | | $ | 10,300 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
3.1252026年5月15日到期的债券百分比 | | 47,942 | | | (3,042) | | | 296 | | | 45,196 | |
3.902027年10月1日到期的债券百分比 | | 63,505 | | | (3,534) | | | 781 | | | 60,752 | |
| | | | | | | | |
5.002029年1月15日到期的债券百分比 | | 8,607 | | | (309) | | | 137 | | | 8,435 | |
7.0002030年2月1日到期的债券百分比 | | 40,000 | | | 2,736 | | | 1,313 | | | 44,049 | |
3.6252031年5月15日到期的债券百分比 | | 30,000 | | | (4,011) | | | 167 | | | 26,156 | |
| 总计 | | $ | 200,000 | | | $ | (8,074) | | | $ | 2,962 | | | $ | 194,888 | |
11. 普通股
截至2022年12月31日，公司已预留18.9百万股授权和未发行的EQT公司普通股，用于股票补偿计划和大约40用于结算可转换票据的授权和未发行的EQT公司普通股100万股。
2021年12月，该公司宣布，董事会批准了一项股份回购计划，回购其普通股股份，总回购价格最高可达1美元110亿美元，不包括手续费、佣金和开支。2022年9月，公司宣布董事会批准了一笔1先前宣布的股份回购计划增加10亿美元，根据该计划，公司有权回购其普通股股份，总回购价格最高可达$210亿美元，不包括手续费、佣金和开支。股份回购授权有效期至2023年12月31日。
下表列出了根据该股票回购计划回购的截至2022年12月31日的EQT公司普通股。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 回购EQT公司普通股股份 | | 购入总价(A) | | 每股平均价格(A) |
| | | | (百万) | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 1,361,668 | | | $ | 29.4 | | | $ | 21.56 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | 13,139,641 | | | 392.7 | | | 29.89 | |
| 总计 | | 14,501,309 | | | $ | 422.1 | | | |
(a)不包括手续费和经纪佣金。
2021年7月，本公司发布98,789,388作为附注6中所述收购Alta的部分代价的EQT公司普通股。
于2020年10月，本公司订立承销协议，根据该协议，本公司出售20,000,000EQT公司普通股向公众公布的价格为$15.50每股。在2020年11月，购买3,000,000承销商按相同条款行使额外股份。扣除以下项目的发售成本后
$15.6百万美元，净收益为$340.9100万美元用于支付附注6中所述的雪佛龙收购交易的部分收购价格.
在2023年1月1日至2023年2月10日期间，公司回购了5,906,159EQT公司普通股价格约为$200百万美元，不包括手续费和经纪佣金。
12. 基于股份的薪酬计划
下表汇总了公司基于股份的薪酬支出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 激励绩效分享单位计划 | $ | 23,443 | | | $ | 15,386 | | | $ | 10,457 | |
| | | | | |
| 限制性股票奖励 | 23,028 | | | 19,217 | | | 10,480 | |
| 非限制性股票期权 | 221 | | | 550 | | | 848 | |
| 股票增值权 | 17,406 | | | 9,183 | | | 2,724 | |
| 其他计划，包括非员工董事奖 | 3,313 | | | 3,171 | | | 3,040 | |
| 以股份为基础的薪酬支出总额(A) | $ | 67,411 | | | $ | 47,507 | | | $ | 27,549 | |
(a)截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度，基于股份的薪酬支出为4.7百万美元和美元2.1100万美元分别计入了主要与重组成本有关的其他运营费用。
本公司通常选择通过本公司在公开市场上或从任何其他人手中收购、由本公司直接发行的股票或上述股票的任何组合，以股票形式支付奖励。在2023年之前，该公司通常使用库存股为以股票支付的奖励提供资金。
截至2022年12月31日的年度，根据所有以股份为基础的薪酬安排，雇员和董事从行使中收到的现金为$15.9百万美元。曾经有过不是截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度，根据所有以股份为基础的雇员及董事薪酬安排所收取的现金。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，以股票支付的基于股票的支付安排产生了以下税收优惠：4.1百万，$1.3百万美元和美元1.0分别为100万美元。截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度，与股票激励奖励净结算有关的税款支付的现金为#美元。24.8百万，$3.8百万美元和美元0.6分别为100万美元。
激励绩效股单位计划--股权和负债
公司董事会管理发展与薪酬委员会(薪酬委员会)通过了以下方案：
•2014年长期激励计划(LTIP)下的2018年度激励绩效单位计划(2018年度激励PSU计划)；
•2014年度LTIP下的2019年激励绩效分享单位计划(2019激励PSU计划)；
•2019年LTIP下的2020年激励绩效分享单位计划(2020激励PSU计划)；
•2020 LTIP下的2021年激励绩效分享单位计划(2021年激励PSU计划)；以及
•2020 LTIP下的2022激励绩效分享单位计划(2022激励PSU计划)。
上述计划统称为激励PSU计划。2020年激励性PSU计划、2021年激励性PSU计划和2022激励性PSU计划授予股权奖励。2018年激励性PSU计划和2019年激励性PSU计划同时授予股权和责任奖。
设立PSU激励计划是为了向高管和关键员工提供长期激励机会，使他们的利益进一步与公司股东的利益和公司的战略目标保持一致。根据PSU激励计划，每个奖项的绩效期限为363个月，在履约期届满后付款时进行归属。
2018年和2019年颁发的高管绩效激励计划奖项是基于以下因素获得的：
•相对于预定义的同业群体的总股东回报水平；
•运营和开发成本改善的水平；以及
•已动用资本的回报率。
2020年授予的高管绩效激励计划奖项是根据以下条件获得的：
•调整后的油井成本；
•调整后的自由现金流；
•相对于预定义的同级组的总股东回报水平。
2021年授予的高管绩效激励计划奖项的获得依据是：
•绝对总股东回报和总股东回报相对于预定义的同级组的水平。
2022年授予的高管绩效激励计划奖项的获得依据是：
•绝对股东总回报和股东总回报相对于预先定义的同业群体的水平；以及
•该公司在实现2025年净零范围1和2排放目标方面的表现。
在2020年之前，PSU奖励计划的支付系数在零和300未完成单位数量的百分比取决于上面列出的业绩指标。2020年奖励PSU计划的返款系数范围为零至150%，2021年激励PSU计划的返款系数范围为零至200%，2022年激励PSU计划的返款系数范围为零至220%。本公司将2020年激励PSU计划、2021年激励PSU计划、2022年激励PSU计划以及2018年激励PSU计划和2019年激励PSU计划的部分以股票形式记录为股权奖励，采用通过蒙特卡洛模拟确定的授予日期公允价值，该公允价值预测了公司及其同行在业绩期末的股价。2018年激励PSU计划和2019年激励PSU计划还包括以现金结算的奖励，这些奖励在通过蒙特卡洛模拟确定的衡量日期以公允价值记录，该模拟预测了公司及其同行在业绩期末的股价。预期股价是根据每家公司在预期期限和相应期限内的年度波动率生成的三年制无风险利率如下图所示。由于激励PSU计划包括影响最终归属的股票数量的业绩条件，蒙特卡洛模拟计算了股权奖励授予日期或责任奖励衡量日期的每个可能的业绩条件结果的股权奖励公允价值或责任奖励公允价值。本公司于每个报告期结束时重新评估当时可能的结果，以按可能结果授予日的公允价值或计量日期的公允价值(视情况而定)记录开支。每个激励PSU计划下的单位在绩效期限结束后付款后即可归属。
下表汇总了要以股票结算并归类为股权奖励的激励PSU计划。
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| PSU激励计划-股权结算 | | 非既得股(A) | | 加权平均
公允价值 | | 合计公允价值 |
| | | | | | |
截至2019年12月31日未偿还 | | 615,293 | | | $ | 44.27 | | | $ | 27,239,021 | |
| 在期限内授予 | | 1,376,198 | | | 6.62 | | | 9,110,431 | |
| 从倍增器授予 | | 28,705 | | | 120.60 | | | 3,461,823 | |
| 既得 | | (73,278) | | | 120.60 | | | (8,837,327) | |
| 被没收 | | (7,190) | | | 13.28 | | | (95,483) | |
截至2020年12月31日未偿还 | | 1,939,728 | | | 15.92 | | | 30,878,465 | |
| 在期限内授予 | | 922,260 | | | 23.44 | | | 21,617,774 | |
| 从倍增器授予 | | 61,076 | | | 76.53 | | | 4,674,146 | |
| 既得 | | (168,416) | | | 76.53 | | | (12,888,876) | |
| 截至2021年12月31日的未偿还债务 | | 2,754,648 | | | 16.08 | | | 44,281,509 | |
| 在期限内授予 | | 575,120 | | | 29.73 | | (b) | 17,098,318 | |
| 从倍增器授予 | | 162,183 | | | 29.45 | | | 4,776,289 | |
| 既得 | | (625,563) | | | 29.45 | | | (18,422,830) | |
| 被没收 | | (4,398) | | | 13.28 | | | (58,405) | |
截至12月31日未偿还，2022 | | 2,861,990 | | | $ | 16.66 | | | $ | 47,674,881 | |
(a)截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度，本公司合共结算以下股份9,550和7,020分别针对Equitrans Midstream员工。
(b)2022年激励PSU计划作为责任奖励授予，并于2022年4月转换为股权奖励。转换时通过蒙特卡洛模拟确定的公允价值总计为#美元。75.32每股，这是增加了$45.59每股由授予日通过蒙特卡洛模拟确定的公允价值计算。
下表汇总了要以现金结算并归类为责任奖励的激励PSU计划。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| PSU奖励计划-现金结算 | | 非既得股(A) | | 加权平均
公允价值 | | 合计公允价值 |
| | | | | | |
截至2019年12月31日未偿还 | | 452,410 | | | $ | 60.19 | | | $ | 27,230,558 | |
| 从倍增器授予 | | 60,123 | | | 120.60 | | | 7,250,834 | |
| 既得 | | (153,482) | | | 120.60 | | | (18,509,929) | |
| 被没收 | | (19,356) | | | 61.43 | | | (1,189,039) | |
截至2020年12月31日未偿还 | | 339,695 | | | 43.52 | | | 14,782,424 | |
| 从倍增器授予 | | 32,350 | | | 76.53 | | | 2,475,746 | |
| 既得 | | (134,525) | | | 76.53 | | | (10,293,571) | |
| 被没收 | | (3,940) | | | 29.45 | | | (116,033) | |
截至2021年12月31日的未偿还债务 | | 233,580 | | | 29.32 | | | 6,848,566 | |
| 从倍增器授予 | | 81,753 | | | 29.32 | | | 2,396,998 | |
| 既得 | | (315,333) | | | 29.32 | | | (9,245,564) | |
截至12月31日未偿还，2022 | | — | | | $ | — | | | $ | — | |
(a)截至2021年及2020年止年度，本公司以现金支付的股份总额为84,697和40,018分别针对Equitrans Midstream员工。
截至年度的与奖励PSU计划相关的资本化薪酬成本总额2022年12月31日, 2021 and 2020 were $0.6百万，$0.8百万美元和美元0.9分别为100万美元。截至2022年12月31日，美元7.4百万美元和美元29.8分别与2021年激励计划和2022年激励计划相关的未确认薪酬成本(假设业绩条件成就水平不变)预计将在剩余的业绩期间确认。
公允价值在授权日采用蒙特卡洛模拟估值方法，并采用以下加权平均假设进行估算：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 在截至12月31日的年度内发布的PSU奖励计划， |
| 2022 | | 2021 (a) | | 2020 (b) | | 2019 | | 2018 |
| | | | | | | | | |
| 无风险利率 | 1.52% | | 0.18% | | 1.22% | | 2.44% | | 1.97% |
| 波动率系数 | 65.38% | | 72.50% | | 45.41% | | 54.60% | | 32.60% |
| 预期期限 | 3年份 | | 3年份 | | 3年份 | | 3年份 | | 3年份 |
(a)有几个二2021年激励PSU计划的授予日期。所示金额为加权平均值。
(b)有几个三2020年PSU激励计划的授予日期。所示金额为加权平均值。
从业绩期初开始支付的股息将累积增加为普通股的额外股份；因此，股息率不适用。
限制性股票单位奖–权益
该公司授予1,288,430, 1,980,230和1,767,960分别于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度向本公司员工授予限制性股票单位权益。获奖条件是三年制分级归属时间表，从授予之日开始，假定服务持续到每个归属日。截至2022年12月31日、2021年12月31日及2020年12月31日止年度，根据授予日EQT Corporation普通股的公允价值，这些限制性股票单位授予的加权平均公允价值约为#美元。21.65, $13.92及$10.02，分别为。
于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内，归属的限制性股票单位权益奖励的总公平价值为16.6百万，$8.6百万美元和美元3.2分别为100万美元。与限制性股票单位股权奖励有关的资本化补偿费用总额为#美元。6.6百万，$6.7百万美元和美元3.0截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
截至2022年12月31日，美元15.7与非既得限制性股票单位股权奖励有关的未确认补偿成本预计将在剩余的加权平均归属期限内确认，约为0.7好几年了。
下表汇总了截至2022年12月31日的限制性股票单位股权奖励活动。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 限制性股票-已结算的股权 | | 非既得股(A) | | 加权平均
公允价值 | | 合计公允价值 |
| | | | | | |
| 在2021年1月1日未偿还 | | 1,868,400 | | | $ | 11.56 | | | $ | 21,594,314 | |
| 授与 | | 1,980,230 | | | 13.92 | | | 27,563,546 | |
| 既得 | | (621,930) | | | 13.85 | | | (8,612,563) | |
| 被没收 | | (122,419) | | | 12.16 | | | (1,488,862) | |
截至2021年12月31日的未偿还债务 | | 3,104,281 | | | 12.58 | | | 39,056,435 | |
| 授与 | | 1,288,430 | | | 21.65 | | | 27,893,331 | |
| 既得 | | (1,368,577) | | | 12.16 | | | (16,644,859) | |
| 被没收 | | (97,189) | | | 15.56 | | | (1,512,333) | |
截至12月31日未偿还，2022 | | 2,926,945 | | | $ | 16.67 | | | $ | 48,792,574 | |
(a)截至2021年12月31日止年度内归属的股份包括59,340由公司结算的Equitrans Midstream员工的股份。
限制性股票单位奖--责任
《公司》做到了不是不授予限制性股票单位奖励，在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内以现金支付。截至2022年12月31日，所有以现金支付的未偿还限制性股票单位奖励均已归属。
由于该等赔偿属责任赔偿，本公司根据在每个报告期结束时重新计量的赔偿公允价值记录赔偿开支。年末授予的完全归属的限制性股票单位三年制从授予之日开始的期间，假定连续服务到每个归属日期。这些限制性股票单位的负债总额为#美元。8.1百万美元和美元4.5分别截至2021年12月31日和2020年12月31日。
非限定股票期权
本公司授予期权的公允价值是在授予日采用布莱克-斯科尔斯期权定价模型估计的，假设如下表所示，截至2020年12月31日的年度。期权合同期限内的无风险利率以授予之日生效的美国国债收益率曲线为基础。股息率以授予时EQT公司普通股的股息率为基础。预期波动性是基于EQT公司普通股的历史波动性。预期期限代表根据历史期权行使经验预计授予的期权将未偿还的时间段。有几个不是2022年和2021年授予的股票期权。
| | | | | |
| | 截至的年度 2020年12月31日 |
| |
| 无风险利率 | 1.10 | % |
| 股息率 | — | % |
| 波动率系数 | 60.00 | % |
| 预期期限 | 4年份 |
| 授予的期权数量 | 1,000,000 | |
| 加权平均授予日期公允价值 | $ | 1.61 | |
截至2022年12月31日，美元0.1预计到2023年12月31日，与未偿还非既得股票期权相关的未确认补偿成本将达到100万美元。截至2022年12月31日止年度内，已行使期权的内在价值总额为$20.2百万美元。有几个不是2021年和2020年实行股票期权。
下表汇总了截至2022年12月31日的期权活动。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 非限定股票期权 | | 股票 | | 加权平均
行权价格 | | 加权平均
剩余合同期限 | | 聚合内在价值 |
| | | | | | | | |
在2022年1月1日未偿还 | | 3,466,629 | | | $ | 23.31 | | | | | |
| 已锻炼 | | (1,517,407) | | | 26.83 | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 过期 | | (365,586) | | | 28.21 | | | | | |
在2022年12月31日未偿还 | | 1,583,636 | | | 18.81 | | | 3.8年份 | | $ | 26,837,073 | |
可于2022年12月31日行使 | | 1,250,303 | | | $ | 21.16 | | | 3.7年份 | | $ | 18,893,740 | |
股票增值权
于2020年内，本公司在某些业绩条件下授予股票增值权，例如调整后的油井成本和调整后的自由现金流。一旦被授予，参与者有权在行使时获得一些EQT公司的普通股、现金或两者的组合，基于行使日的公允市场价值超过基础价格#美元。10.00.
该等赔偿按责任赔偿入账，因此，补偿开支根据该等赔偿的公允价值入账，而该等赔偿在每个报告期结束时采用Black-Scholes期权定价模式重新计量。授权日的假设如下表所示。无风险利率以报告日生效的美国国债收益率曲线为基础。股息率以EQT公司普通股在报告日的股息率为基础。预期波动率是基于截至估值日的预期期限匹配历史波动率和估值日前30日的加权平均隐含波动率各占50%的混合。预期期限代表估值日期和行使窗口中点之间的时间段。
| | | | | |
| 2020股票增值权 |
| |
| 无风险利率 | 0.30 | % |
| 股息率 | — | % |
| 波动率系数 | 67.50 | % |
| 预期期限 | 3.28年份 |
| 授予股票增值权的数量 | 1,240,000 |
| 加权平均授予日期公允价值 | $ | 2.61 | |
| 运动的总内在价值 | $ | — | |
截至2022年12月31日，美元0.2与未偿还股票增值权相关的未确认补偿成本预计将在2023年12月31日之前确认。
下表汇总了截至2022年12月31日的股票增值权活动。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票增值权 | | 股票 | | 加权平均
行权价格 | | 加权平均
剩余合同期限 | | 聚合内在价值 |
| | | | | | | | |
在2022年1月1日未偿还 | | 1,240,000 | | | $ | 10.00 | | | | | |
| 授与 | | — | | | — | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
在2022年12月31日未偿还 | | 1,240,000 | | | 10.00 | | | 7.0年份 | | $ | 29,549,200 | |
可于2022年12月31日行使 | | 333,333 | | | $ | 10.00 | | | 7.0年份 | | $ | 7,943,325 | |
非雇员董事的股份奖励
公司向非雇员董事授予限制性股票单位奖励，该奖励在授予此类奖励后立即在公司年度股东大会日期授予。限制性股票单位奖励在归属日期以EQT公司普通股结算，如果由董事选出，则在董事终止在公司董事会的服务后支付。
2020年前以现金支付的赔偿金将作为责任赔偿金入账，因此，赔偿费用根据在每个报告期结束时重新计量的赔偿金的公允价值入账。将在EQT公司普通股中结算的奖励作为股权奖励入账，因此，补偿费用根据授予日奖励的公允价值进行记录。总计373,857截至2022年12月31日，包括应计股息在内的非员工董事股票奖励尚未支付。总计44,800, 120,080和201,300于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度分别向非雇员董事授予以股份为基础的奖励。根据授予日前一个工作日EQT公司普通股的收盘价，这些授予的加权平均公允价值为#美元。43.97, $17.49及$13.46截至2022年12月31日、2021年12月31日及2020年12月31日止年度。
2023年大奖
薪酬委员会于2023年生效，在2020年LTIP下通过了2023年激励绩效分享单位计划(2023年激励PSU计划)。2023年激励PSU计划的设立是为了使高管和关键员工的利益与股东的利益和公司的战略目标保持一致。总计360,400股票单位是根据2023年激励PSU计划授予的。股票单位的派息将在以下情况下变化零和200未偿还单位数量的百分比取决于公司在2023年1月1日至2025年12月31日期间的绝对总股东回报和相对于预定义同行组的总股东回报。
自2023年起，赔偿委员会批准916,680限制性股票单位股权奖励将遵循三年制从授予之日开始的分级归属时间表，假定连续雇用到每个归属日期。股份总数包括公司于2021年实施的“全体股权”计划，根据该计划，公司向所有永久全职员工授予股权奖励。
13. 承付款和或有事项
购买义务
该公司根据现有的长期合同和与各种管道签订的具有约束力的先例协议承诺按需收费，以及对处理能力的承诺。截至2022年12月31日，这些项目的未来付款总额为$23.7亿美元，其中包括1.82023年10亿美元，1.72024年10亿美元，2.02025年10亿美元，1.72026年为10亿美元1.62027年为10亿美元，14.910亿美元(主要集中在2028年至2044年)。
此外，该公司还承诺支付与其运营相关的服务和材料，主要包括获得供水服务和电动水力压裂服务的最低数量承诺，以及购买设备、材料和沙子的承诺。截至2022年12月31日，这些合同下的未来承诺额为627.3百万美元，由$176.12023年，百万美元80.12024年，百万美元87.82025年为100万美元，83.82026年，百万美元56.62027年为100万美元，142.9之后的百万美元。
根据截至2022年12月31日生效的合同协议，本公司作为承租人欠出租人的未贴现未来现金流摘要见附注15。
根据穆迪、标准普尔和惠誉对公司优先票据的信用评级，公司衍生品和中游服务合同的交易对手可以要求公司提供额外的担保，包括抵押品。有关什么被视为投资级别的说明，以及可能影响本公司衍生品合同保证金要求的信用评级以外的其他因素的讨论，请参阅附注3。有关截至2022年12月31日的未偿信用证和担保债券的讨论，请参见附注10。
法律和监管程序
在正常业务过程中，针对本公司的各种法律和监管索赔和诉讼正在待决或受到威胁。虽然索赔金额可能很大，但该公司无法确切地预测此类索赔和诉讼的最终结果。
本公司定期评估其法律程序，包括诉讼及监管及政府调查及查询，并在本公司认为可能出现亏损及可合理估计亏损金额时，就该等事宜承担责任。此后，任何此类应计项目都将进行适当调整，以反映情况的变化。如果公司确定：(I)公司可能蒙受损失，但损失的金额不能合理地
或(Ii)本公司蒙受损失的可能性低于可能，但属合理可能，则本公司须在此披露有关事项，尽管本公司无须应计该等损失。
如有可能，本公司厘定合理可能亏损的估计或合理可能亏损的范围，不论是否超过任何相关的应计负债，或如无应计负债，则用于法律程序。在可以做出此类估计的情况下，任何此类估计都是基于公司对当前可用信息的分析，受到重大判断以及各种假设和不确定性的影响，并可能随着新信息的获得而变化。
以下所述事项的最终结果，例如损失的可能性是否遥远、合理可能或可能，或损失范围是否及何时可合理估计，本身是不确定的。此外，由于评估的内在主观性和法律诉讼结果的不可预测性，任何应计或估计为可能损失的金额可能并不代表有关法律诉讼对本公司的最终损失，本公司的风险敞口和最终损失可能高于或可能大幅高于应计或估计金额。
证券集体诉讼。2019年12月6日，剑桥退休系统、关岛政府退休基金、东北木匠年金基金和东北木匠养老基金代表自己和所有类似情况的人向宾夕法尼亚州西区美国地区法院提起了修正的假定集体诉讼，起诉EQT公司以及EQT公司的某些前高管和现任和前任董事会成员(证券集体诉讼)。起诉书称，EQT Corporation就2017年与莱斯能源公司的合并(莱斯合并)所作的某些陈述是重大虚假的，违反了各种联邦证券法。根据起诉书，原告要求对据称因2018年和2019年EQT公司股价受到负面影响而遭受的所有损害赔偿或撤销损害赔偿，金额不详。这一法律程序目前正在进行中，审判日期尚未确定。
此外，在提起证券集体诉讼后，EQT公司的某些股东还向美国宾夕法尼亚州西区地区法院和宾夕法尼亚州阿勒格尼县普通法院提起了其他几起诉讼，起诉EQT公司和EQT公司的某些前高管以及现任和前任董事会成员，这些指控与证券集体诉讼中提出的指控基本相同。这些问题目前悬而未决，其中大部分已被搁置，等待对证券集体诉讼中的驳回动议的裁决。本公司认为，证券集体诉讼及相关诉讼中提出的索赔没有可取之处，但诉讼中固有的不可预测性，本公司无法对结果进行任何确定的预测。
关于上述事项，公司目前无法估计合理可能发生的损失或由于各种因素造成的一系列此类损失，这些因素包括诉讼仍处于早期阶段和发现尚未完成；这些事项存在重大的法律不确定性；预测结果取决于对法院未来判决和公司目前没有足够信息的其他各方行为的假设。上述事项包含与诉状中所称的针对本公司的索赔有关的某些信息。虽然这类资料可能提供对事件潜在规模的洞察，但它并不一定代表公司对可能或合理可能的亏损的估计，或公司对任何当前适当的应计项目的判断。
监管和环境事务。本公司受各种联邦、州和地方环境及与环境有关的法律法规的约束。这些不断变化的法律和条例可能需要支付补救费用，并可能导致罚款评估。公司已经建立了持续评估其运营的程序，以确定潜在的环境风险，并确保遵守监管政策和程序。应计与所确定的需要采取补救行动的情况有关的估计费用。为遵守环境法律和法规而进行的持续支出，包括为满足环境要求而对厂房和设施进行的投资，并不是实质性的支出。管理层相信，任何该等所需开支的性质或数额在未来均不会有重大差异，亦不知道有任何环境负债会对本公司的财务状况、经营业绩或流动资金产生重大影响。该公司已确定需要采取补救行动的情况，约为$5.1年录得百万美元其他负债和贷项在截至2022年12月31日的综合资产负债表中。
其他事项。除上述事项外，在正常业务过程中，本公司还面临其他各种悬而未决和受到威胁的法律诉讼，在这些诉讼中提出了金钱损害或其他救济的索赔要求。本公司目前并不预期该等其他法律程序所产生的最终总负债(如有)会对本公司的财务状况、经营业绩或流动资金产生重大不利影响。
14. 信用风险的集中度
公司业务的应收收入和相关账款主要来自向位于阿巴拉契亚盆地的营销者、公用事业公司和工业客户销售生产的天然气、NGL和石油，以及通过公司的运输组合进入的市场，包括墨西哥湾沿岸、中西部和美国东北部以及加拿大的市场。该公司还与某些加工商签订合同，代表公司销售部分NGL。该公司不依赖任何单一客户，并相信失去任何一个客户都不会对公司销售天然气、天然气和石油的能力产生不利影响。
大致91%和90截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司应收账款余额的百分比分别代表非最终用户的应收金额。本公司通过限制其仅与符合本公司信用和流动资金实力标准的非最终用户进行交易，并通过定期监控这些账户，来管理向非最终用户销售的信用风险。本公司可能要求非最终用户为该非最终用户提供信用证、担保、履约保证金或其他信用增强，以满足本公司的信用标准。在截至2022年、2021年或2020年12月31日的年度内，该公司在向非最终用户销售天然气方面没有发生任何重大违约。
如果衍生品合同的交易对手不履行义务，本公司将面临信用损失。这种信用敞口仅限于公允价值为正的衍生品合约，公允价值可能会随着市场价格的变化而变化。该公司的场外衍生工具主要面向金融机构，因此会受到影响这些公司个人以及整个金融行业的事件的影响。该公司使用各种程序和分析来监测和评估其信用风险敞口，包括监测当前市场状况和交易对手信用基本面。信用敞口通过基于交易对手信用基本面的信用审批和限额来控制。为管理信贷风险水平，本公司主要与投资级别的金融交易对手进行交易，尽可能订立净额结算协议，并可能获得抵押品或其他担保。
截至2022年12月31日，本公司并无任何衍生合约违约，亦不知悉其衍生合约的任何交易对手违约。于截至2022年12月31日止年度内，本公司不是在本公司既定公允价值程序中包括的正常非履约风险调整之外，由于与信贷相关的担忧，对其衍生品合同的公允价值进行了调整。本公司监控可能影响其衍生合约公允价值的市场状况。
15. 租契
该公司租赁钻机、设施、车辆以及钻井和压缩设备。
为确定其使用权资产和租赁负债的现值，本公司根据本公司为(在抵押基础上，在类似期限内)借入相当于租赁付款义务的金额而支付的利率的估计，计算每份租赁合同的贴现率。
在采用ASU 2016-02之后，租契因此，本公司选择了一个实际的权宜之计，放弃将准则下的确认要求应用于短期租赁；因此，短期租赁不计入综合资产负债表。此外，本公司选择了一种切实可行的权宜之计，将租赁和非租赁组成部分一起作为租赁进行核算。
该公司的某些租赁合同包括可变租赁付款，如财产税和其他运营和维护费用的支付，以及基于资产使用的付款，这些款项不包括在租赁成本或使用权资产或租赁负债的现值中。本公司的某些租赁合同规定了由本公司选择的续约期；如果合理地保证行使续约期选择权，相关的租赁付款义务将计入使用权资产和租赁负债的现值。截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，本公司不是出租人。
下表汇总了该公司的租赁成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (千人) |
| 运营和融资租赁成本 | $ | 21,638 | | | $ | 19,826 | | | $ | 28,286 | |
| 可变和短期租赁成本 | 13,726 | | | 11,516 | | | 15,922 | |
| 租赁总成本(A) | $ | 35,364 | | | $ | 31,342 | | | $ | 44,208 | |
(a)包括资本化为物业、厂房和设备的钻井平台租赁费用#美元25.4百万，$22.1百万美元和美元29.9分别为100万美元，其中17.7百万，$16.5百万美元和美元19.9分别为截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的运营租赁成本。
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度，为租赁负债支付的现金和在综合现金流量表中以经营活动提供的现金净额报告的现金为#美元10.3百万，$9.7百万美元和美元10.4分别为100万美元。截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度，为租赁负债支付的现金和综合现金流量表中融资活动提供的现金净额(用于)为#美元1.8百万美元和美元1.1分别为100万美元。于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内，本公司录得23.4百万，$20.8百万美元和美元18.9分别以使用权资产换取新的租赁负债。截至2022年、2021年和2020年12月31日，加权平均剩余租赁期为1.9几年来，2.6年和2.8分别是几年。于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度，加权平均贴现率为4.4%, 2.9%和3.3%。
公司将其使用权资产记录在其他资产年其租赁负债的流动部分和非流动部分其他流动负债和其他负债和贷项，分别记入综合资产负债表。截至2022年12月31日和2021年12月31日，使用权资产总额为29.2百万美元和美元26.1百万美元，总租赁负债为$48.0百万美元和美元52.7分别为100万美元，其中35.4百万美元和美元28.0分别有100万人被归类为当前。
在2020年第四季度，公司确认了22.8由于本公司评估本公司若干使用权资产的公允价值低于其账面价值，导致综合经营报表中合同及其他资产减值中的使用权资产减值百万美元。
下表汇总了公司截至2022年12月31日的租赁付款义务。
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| 2022年12月31日 |
| |
| (千人) |
| 2023 | $ | 36,755 | |
| 2024 | 8,643 | |
| 2025 | 1,724 | |
| 2026 | 1,043 | |
| 2027 | 885 | |
| 此后 | 899 | |
| 租赁付款债务总额 | 49,949 | |
| 减去：利息 | 1,931 | |
| 租赁负债现值 | $ | 48,018 | |
16. 天然气生产活动(未经审计)
以下补充资料概要介绍了按照成功努力法核算生产活动的天然气和石油活动的结果。
生产成本
下表列出了与天然气、天然气液化天然气和石油生产活动有关的总资本化成本和发生的成本。
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| | 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 | | |
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| | (千人) |
| 资本化成本 | | | | | |
| 已证明的性质 | $ | 25,142,857 | | | $ | 23,117,987 | | | |
| 未证明的性质 | 1,747,705 | | | 2,405,867 | | | |
| 资本化总成本 | 26,890,562 | | | 25,523,854 | | | |
| 减去：累计折旧和损耗 | 9,119,553 | | | 7,508,178 | | | |
| 净资本化成本 | $ | 17,771,009 | | | $ | 18,015,676 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (千人) |
| 已招致的费用(A) | | | | | |
| 物业收购： | | | | | |
| 已证明的性质(B) | $ | 82,276 | | | $ | 2,286,386 | | | $ | 761,940 | |
| 未经证明的性质(C) | 113,523 | | | 805,942 | | | 78,404 | |
| 探索 | 3,438 | | | 24,403 | | | 5,484 | |
| 发展 | 1,292,509 | | | 950,531 | | | 947,233 | |
| | | | | |
(a)金额不包括设施、资讯科技及其他公司项目的资本开支，以及附注6所述收购的中游资产。
(b)2022年的金额包括$40.52022年资产收购中收购的马塞卢斯租约为100万英镑。2021年的金额包括$1,754.7百万美元和美元450.0百万美元，分别用于在附注6所述的Alta收购和Reliance Asset收购中收购的Marcellus油井和租赁。2020年的金额包括$674.0百万美元和美元6.5在雪佛龙收购中收购的马塞卢斯和尤蒂卡油井分别为100万美元。
(c)2022年的金额包括$17.12022年资产收购中收购的未经证实的物业为100万美元。 2021年的金额包括$743.3在Alta收购中收购的未经证实的物业为100万英镑。2020年的金额包括38.9收购雪佛龙时获得的未经证实的物业为100万英镑。
生产活动的经营成果
下表列出了与天然气、NGL和石油生产相关的作业结果。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 天然气、天然气和石油的销售 | $ | 12,114,168 | | | $ | 6,804,020 | | | $ | 2,650,299 | |
| 运输和加工 | 2,116,976 | | | 1,942,165 | | | 1,710,734 | |
| 生产 | 300,985 | | | 225,279 | | | 155,403 | |
| 探索 | 3,438 | | | 24,403 | | | 5,484 | |
| 折旧和损耗 | 1,665,962 | | | 1,676,702 | | | 1,393,465 | |
| (收益)出售/交换长期资产的损失/减值 | (8,446) | | | (21,124) | | | 100,729 | |
| 租约的减值和期满 | 176,606 | | | 311,835 | | | 306,688 | |
| 所得税支出(福利) | 1,987,323 | | | 667,435 | | | (254,671) | |
| 生产活动的运营结果，不包括公司间接费用 | $ | 5,871,324 | | | $ | 1,977,325 | | | $ | (767,533) | |
储备信息
已探明的已开发储量仅代表那些预计可从现有油井和辅助设备中回收的储量。已探明未开发储量是指已探明储量，预计在发生重大开发成本后可从新油井中回收。
该公司对已探明的天然气、天然气和原油储量的估计是由公司工程师编制的。主要负责监督储量估计编制的工程师拥有密歇根科技大学的化学工程学士学位，科罗拉多州立大学的化学工程硕士学位，俄克拉荷马大学的能源工商管理行政硕士学位，以及23在石油和天然气行业有多年经验。为了支持准确和及时地准备和披露储量估计，公司对其储量估计过程和程序建立了内部控制，包括：管理层审查经济模型中用于确定储量的价格、热含量转换率和成本假设；用于计算储量的系统和其他会计/计量系统之间的利息分配和产量协调；高级管理层审查上一年储量和当年储量之间的储量对账；已探明天然气、NGL和原油储量的估计由管理层聘请的独立咨询公司荷兰国家石油公司(NSAI)审计。自1961年以来，NSAI一直在美国和国际上评估石油和天然气的性质和独立认证的石油储量数量。
在审计过程中，NSAI对以下事项进行了详细审查100截至2022年12月31日，公司权益的已探明天然气、天然气和石油净储量的百分比。NSAI对公司的所有财产进行了详细、全面的审计。由本公司编制并经NSAI审计的估计在石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估计和审计标准》(SPE标准)中提出的建议的10%容差门槛内。在储量评估中使用了标准的工程学和地学方法，或包括动态分析、体积分析、类比法和物质平衡法在内的方法组合。该公司所有已探明储量均位于美国。
该公司使用可靠的技术来计算其已探明的未开发储量。用于评估公司已探明未开发储量的技术包括但不限于通过钻井结果和油井动态的经验证据、生产数据、递减曲线分析、测井记录、地质图、岩心数据、地震数据、证明地质参数与动态之间的关系，以及统计分析的实施和应用。
对于所列的所有表格，NGL和石油以1Mbbl的比率换算为大约六百万立方英尺(MMcf)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (MMcf) |
| 天然气、天然气和石油 | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 24,961,499 | | | 19,802,092 | | | 17,469,394 | |
| 对先前估计数的修订 | (654,618) | | | (274,111) | | | (739,213) | |
| 原地购买碳氢化合物 | 141,038 | | | 4,186,933 | | | 1,380,564 | |
| 碳氢化合物销售到位 | — | | | — | | | (256,663) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 2,494,713 | | | 3,104,402 | | | 3,445,802 | |
| 生产 | (1,940,043) | | | (1,857,817) | | | (1,497,792) | |
| 12月31日的结余 | 25,002,589 | | | 24,961,499 | | | 19,802,092 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 17,218,655 | | | 13,641,345 | | | 12,443,987 | |
| 12月31日的结余 | 17,513,645 | | | 17,218,655 | | | 13,641,345 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 7,742,844 | | | 6,160,747 | | | 5,025,407 | |
| 12月31日的结余 | 7,488,944 | | | 7,742,844 | | | 6,160,747 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (MMcf) |
| 天然气 | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 23,523,665 | | | 18,865,013 | | | 16,677,202 | |
| 对先前估计数的修订 | (432,315) | | | (568,814) | | | (781,668) | |
| 天然气采购到位 | 141,038 | | | 4,186,933 | | | 1,209,326 | |
| 天然气销售到位 | — | | | — | | | (254,930) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 2,434,543 | | | 2,786,850 | | | 3,433,857 | |
| 生产 | (1,842,044) | | | (1,746,317) | | | (1,418,774) | |
| 12月31日的结余 | 23,824,887 | | | 23,523,665 | | | 18,865,013 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 16,152,083 | | | 12,750,312 | | | 11,811,521 | |
| 12月31日的结余 | 16,541,017 | | | 16,152,083 | | | 12,750,312 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 7,371,582 | | | 6,114,701 | | | 4,865,681 | |
| 12月31日的结余 | 7,283,870 | | | 7,371,582 | | | 6,114,701 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| (Mbbl) |
| NGL | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 225,792 | | | 148,762 | | | 126,955 | |
| 对先前估计数的修订 | (33,955) | | | 46,868 | | | 6,825 | |
| 就地购买NGL | — | | | — | | | 25,879 | |
| NGL的销售到位 | — | | | — | | | (289) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 9,610 | | | 47,120 | | | 1,757 | |
| 生产 | (15,306) | | | (16,958) | | | (12,365) | |
| 12月31日的结余 | 186,141 | | | 225,792 | | | 148,762 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 169,781 | | | 141,489 | | | 100,945 | |
| 12月31日的结余 | 154,921 | | | 169,781 | | | 141,489 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 56,011 | | | 7,273 | | | 26,010 | |
| 12月31日的结余 | 31,220 | | | 56,011 | | | 7,273 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (Mbbl) |
| 油 | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 13,846 | | | 7,417 | | | 5,077 | |
| 对先前估计数的修订 | (3,095) | | | 2,249 | | | 250 | |
| 就地购买石油 | — | | | — | | | 2,660 | |
| 石油现货销售 | — | | | — | | | — | |
| 扩展、发现和其他添加 | 418 | | | 5,805 | | | 234 | |
| 生产 | (1,027) | | | (1,625) | | | (804) | |
| 12月31日的结余 | 10,142 | | | 13,846 | | | 7,417 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 7,981 | | | 7,016 | | | 4,466 | |
| 12月31日的结余 | 7,183 | | | 7,981 | | | 7,016 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 1月1日的余额 | 5,865 | | | 401 | | | 611 | |
| 12月31日的结余 | 2,959 | | | 5,865 | | | 401 | |
在截至2022年12月31日的年度内，准备金发生变化的原因如下：
•转换为1,365已探明未开发储量与已探明已开发储量之比。
•的扩展、发现和其他补充2,495Bcfe，超过2022年的产量1,940Bcfe.扩展、发现和其他增加包括增加2,077Bcfe已探明的未开发的新增土地与以前未经探明但由于2022年储量开发扩大了公司已探明地点的数量以及公司五年钻探计划的新增项目有关的面积已得到证实418BCFE将未探明储量转换为已探明储量。
•负面修订：1,625BCFE与已探明的未开发地点有关，由于开发时间表的变化，预计这些地点在初始预订后五年内不再被开发为已探明储量，这主要是受第三方影响的推动，将计划的完工日期从最初计划的时间推迟到未来的时期。
•对已探明的未开发地点进行积极修订518BCFE主要是由于所有权权益的变化。
•积极的修订356BCFE主要来自已探明的开发地点，这是积极曲线修正的结果。
•积极的修订96来自更高的价格，这对经济产生了良好的影响。
•购买碳氢化合物以取代141来自附注6所述的2022年资产收购的BCFE。
在截至2021年12月31日的年度内，准备金发生变化的原因如下：
•转换为1,634已探明未开发储量与已探明已开发储量之比。
•的扩展、发现和其他补充3,104Bcfe，超过2021年的产量1,858Bcfe.扩展、发现和其他增加包括增加2,828Bcfe已探明的未开发新增土地与以前未探明但已证实的面积相关，这是由于2021年储量开发扩大了公司已探明地点的数量，实施了公司的联合开发战略，并与公司的五年钻探计划相一致，52来自已探明未开发储量延伸的BCFE横向长度和224BCFE将未探明储量转换为已探明储量。
•负面修订：819来自已探明的未开发地点的Bcfe，由于修订了公司的五年钻探计划，不再预期在初始预订后五年内作为已探明储量开发，从而继续与公司的组合发展战略保持一致。
•对已探明的未开发地点的负面修订62Bcfe主要是由于工作利益和净收入利息的变化。
•负面修订：31Bcfe主要来自已探明的开发地点，这是负曲线修订的结果。
•积极的修订638来自更高的价格，这对经济产生了良好的影响。
•购买碳氢化合物以取代4,187来自Alta收购和Reliance Asset收购的BCFE，如附注6所述.
在截至2020年12月31日的年度内，准备金发生变化的原因如下：
•转换为2,102已探明未开发储量与已探明已开发储量之比。
•的扩展、发现和其他补充3,446Bcfe，超过2020年的产量1,498Bcfe.扩展、发现和其他增加包括增加2,096已证实的未开发的新增土地与以前未经证实的面积相关，但已使用可靠的技术证明了这一点，这些技术扩大了公司经过技术验证的地点的数量。1,295由于增加了与直接抵消开发相关联的BCFE，31来自已探明未开发储量延伸的BCFE横向长度和24BCFE将未探明储量转换为已探明储量。
•负面修订：510来自已探明的未开发地点的Bcfe，由于修订了公司的五年钻探计划，不再预期在初始预订后五年内作为已探明储量开发，从而继续与公司的组合发展战略保持一致。这包括245Bcfe从影响良好经济的较低定价，将资本从俄亥俄州尤蒂卡转移到宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州马塞卢斯，以及265BCFE是公司继续实施联合发展战略的结果。
•负面修订：384Bcfe主要来自已探明的开发地点，这是俄亥俄州尤蒂卡地区负曲线修正的结果。
•对已探明的未开发地点进行积极修订155BCFE主要是由于工作利益和净收入利益的变化以及类型曲线的更新。
•购买碳氢化合物以取代1,381附注6中描述的收购雪佛龙的Bcfe.
•出售碳氢化合物以取代257Bcfe由于附注8所述的2020年资产剥离。
贴现未来现金流的标准衡量标准
管理层告诫称，未来现金流贴现的标准衡量标准不应被视为天然气和石油生产资产的公平市场价值的指标，也不应被视为未来预期产生的现金流的指标。所列资料未确认未来估计储量、售价或成本的变化，并已按以下比率贴现10%.
下表汇总了来自天然气和原油储备的估计未来净现金流。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 未来现金流入(A) | $ | 140,032,653 | | | $ | 70,844,136 | | | $ | 27,976,557 | |
| 未来生产成本(B) | (22,801,652) | | | (20,961,576) | | | (16,344,965) | |
| 未来开发成本 | (3,244,211) | | | (2,882,921) | | | (2,268,109) | |
| 未来所得税费用 | (26,375,241) | | | (10,433,091) | | | (1,820,341) | |
| 未来净现金流 | 87,611,549 | | | 36,566,548 | | | 7,543,142 | |
| 估计现金流量的时间，每年有10%的折扣 | (47,547,025) | | | (19,285,424) | | | (4,176,684) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 40,064,524 | | | $ | 17,281,124 | | | $ | 3,366,458 | |
(a)该公司的大部分产品是通过州际管道上的流动性交易点销售的。储备金是根据前12个月的每月1日平均收盘价减去区域调整数计算得出的。区域调整是使用阿巴拉契亚盆地收到的历史平均实现价格计算的。NGL定价是使用NGL组件前12个月的每月第一天平均收盘价计算的，并使用已探明的NGL的区域组件构成进行了调整。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 西德克萨斯中质油(WTI)(美元/桶) | $ | 94.14 | | | $ | 66.55 | | | $ | 39.54 | |
| 减去地区调整(美元/桶) | $ | 17.31 | | | $ | 14.98 | | | $ | 18.60 | |
| 油价(美元/桶) | $ | 76.83 | | | $ | 51.57 | | | $ | 20.94 | |
| 纽约商品交易所的天然气(美元/MMBtu) | $ | 6.357 | | | $ | 3.598 | | | $ | 1.985 | |
| 减去地区调整(美元/MMBtu) | $ | 1.094 | | | $ | 1.040 | | | $ | 0.680 | |
| 天然气价格(美元/mcf) | $ | 5.543 | | | $ | 2.694 | | | $ | 1.380 | |
| NGL价格(美元/桶) | $ | 38.66 | | | $ | 29.95 | | | $ | 11.97 | |
(b)包括大约$2,098百万，$1,937百万美元和美元1,554截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日，未来封堵和废弃成本分别为100万美元。
保持生产和开发成本不变，纽约商品交易所价格上涨1美元0.10对于天然气，每个DTH的WTI增加了$10每桶NGL，WTI增加1美元10每桶石油价格将导致公司已探明储量的所得税前折现未来净现金流在2022年12月31日发生变化，约为$1,123百万，$764百万美元和美元50分别为100万美元。
下表汇总了未来现金流量贴现的标准化计量的变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| | (千人) |
| 生产的天然气和石油的净销售和转让 | $ | (9,696,207) | | | $ | (4,636,576) | | | $ | (784,163) | |
| 价格、生产和开发成本的净变化 | 35,353,172 | | | 17,290,913 | | | (6,761,447) | |
| 延期、发现和提高采收率，扣除相关成本 | 1,798,851 | | | 46,078 | | | 714,808 | |
| 产生的开发成本 | 902,925 | | | 764,002 | | | 797,796 | |
| 原地矿产净购买量 | 280,233 | | | 3,491,441 | | | 350,075 | |
| 矿产销售净额到位 | — | | | — | | | (226,497) | |
| 对先前数量估计数的修订 | (299,423) | | | 184,552 | | | (324,415) | |
| 折扣的增加 | 1,728,112 | | | 336,646 | | | 849,267 | |
| 所得税净变动 | (7,233,051) | | | (3,614,029) | | | 152,978 | |
| 计时和其他 | (51,212) | | | 51,639 | | | 105,383 | |
| 净增加(减少) | 22,783,400 | | | 13,914,666 | | | (5,126,215) | |
| 1月1日的余额 | 17,281,124 | | | 3,366,458 | | | 8,492,673 | |
| 12月31日的结余 | $ | 40,064,524 | | | $ | 17,281,124 | | | $ | 3,366,458 | |
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
不适用。
第9A项。控制和程序
信息披露控制和程序的评估
在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，截至本报告所述期间结束时，对我们的披露控制和程序(如交易所法案第13a-15(E)条所界定的)进行了评估。根据这一评价，首席执行干事和首席财务官得出结论，截至本报告所述期间结束时，我们的披露控制和程序是有效的。
管理层关于财务报告内部控制的报告
管理层负责建立和维持对财务报告的充分内部控制(这一术语在《交易法》规则13a-15(F)中有定义)。我们的内部控制系统旨在向管理层和董事会提供关于财务报告的可靠性的合理保证，并根据公认的会计原则为外部目的编制财务报表。所有的内部控制系统，无论设计得多么好，都有其固有的局限性。因此，即使是有效的控制也只能对财务报表的编制和列报提供合理的保证。
管理层评估了截至2022年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性。在进行这项评估时，管理层使用了#年特雷德韦委员会赞助组织委员会提出的标准。内部控制--综合框架(2013)。基于这一评估，管理层得出结论，截至2022年12月31日，我们对财务报告保持了有效的内部控制。
审计我们合并财务报表的独立注册会计师事务所安永会计师事务所(安永会计师事务所)发布了一份关于我们财务报告内部控制的认证报告。安永会计师事务所关于财务报告内部控制的认证报告见于本年度报告10-K表第二部分第8项，并以引用方式并入本文。
财务报告内部控制的变化
于2022年第四季期间，并无对财务报告的内部控制作出重大影响或合理地可能对财务报告的内部控制产生重大影响的改变(该词的定义见《外汇法案》第13a-15(F)条)。
项目9B。其他信息
不适用。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
以下信息摘自我们与2023年股东年会有关的最终委托书，预计将在截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会：
•关于董事的S-K条例第401项所要求的信息；
•S-K条例第405项所要求的关于我们遵守《交易法》第16(A)条的信息(如果有)；
•S-K条例第407(D)(4)项所要求的关于披露我们单独指定的常设审计委员会的存在和审计委员会成员的身份的信息；以及
•S-K条例第407(D)(5)项所要求的有关披露我们审计委员会财务专家的信息。
S-K条例第401项所要求的与执行干事有关的资料列在本年度报告表格10-K第一部分末尾的第4项之后，标题为“关于我们的执行干事的资料(截至2023年2月16日)”。
我们通过了一套适用于所有董事和雇员的商业行为和道德准则，包括首席执行官、首席财务官和首席会计官。我们的商业行为和道德准则张贴在我们的网站http://www.eqt.com上(单击主页上的“关于”链接，然后单击“治理”标题，然后是“章程和治理文件”链接)，如果要求，打印的副本将通过写信给EQT公司的公司秘书免费递送，C/o公司秘书，地址为自由大道625号，Suite1700，匹兹堡，宾夕法尼亚州15222。我们打算通过在我们的网站上发布这些信息来满足关于对我们的商业行为和道德准则的某些修订或豁免的披露要求。
项目11.高管薪酬
以下信息摘自我们与2023年股东年会有关的最终委托书，预计将在截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会：
•S-K条例第402项要求提供的关于被任命的高管和董事薪酬的信息；以及
•S-K规则第407条(E)(4)和(E)(5)段所要求的与本公司董事会管理发展和薪酬委员会有关的某些事项的资料。
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项
S-K条例第403项关于重要股东、董事和高管的股权所要求的信息通过引用我们与2023年股东年会有关的最终委托书并入本文，预计2023年股东年会将在截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
股权薪酬计划信息
下表和相关脚注提供了截至2022年12月31日根据我们现有的股权薪酬计划可能发行的普通股的信息，包括2020年长期激励计划(2020 LTIP)、2019年长期激励计划(2019 LTIP)、2014年长期激励计划(2014 LTIP)、2009年长期激励计划(2009 LTIP)、2008年员工购股计划(2008 ESPP)和2005年董事递延薪酬计划(2005 DDCP)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 计划类别 | | 证券数量
将在以下日期发出
锻炼优秀人才
期权、认股权证
和权利
(A) | | 加权平均
行使价格：
未完成的选项，
认股权证和权利
(B) | | 证券数量
保持可用时间
股权项下的未来发行
薪酬计划，不包括
A栏反映的证券
(C) | |
| | | | | | | |
| 股东批准的股权薪酬计划(1) | | 8,448,738 | | (2) | $ | 14.94 | | (3) | 18,034,298 | | (4) |
| 未经股东批准的股权薪酬计划(5) | | 52,518 | | (6) | 不适用 | | 115,089 | | (7) |
| 总计 | | 8,501,256 | | | $ | 14.94 | | | 18,149,387 | | |
(1)包括2020 LTIP、2019 LTIP、2014 LTIP、2009 LTIP和2008 ESPP。自2020年5月1日起，随着2020年LTIP的通过，我们停止在2019年LTIP下提供新的资助。自2019年7月10日起，我们停止在2014年LTIP下提供新的赠款，以通过2019年LTIP。自2014年4月30日起，由于采用了2014年长期投资政策，我们停止在2009年长期投资政策下提供新的赠款。2019年LTIP、2014 LTIP及2009 LTIP仅就根据该等计划于2020年5月1日(适用于2019年LTIP)、2019年7月10日(适用于2014 LTIP)及2014年4月30日(适用于2009 LTIP)行使或支付未偿还奖励时发行股份的目的而有效。
(2)包括：(I)3,155,055股须根据2020 LTIP获得未偿还表现奖励的股份，包括其股息再投资(假设在奖励下取得最大表现，以2倍倍数计算)(相当于1,519,178股目标(Ii)167,621股须受2020 LTIP项下流出董事递延股票单位规限的股份，包括其股息再投资；(Iii)2,076,527股须受2019年LTIP项下未偿还业绩奖励的股份，包括其股息再投资(假设在奖励下取得最大表现(相当于1,384,351股)，按1.5倍计算)目标(V)2019年长期投资计划项下须受已发行董事递延股份单位规限的40,014股股份，包括其股息再投资；(Vi)2014年长期投资计划项下须受已发行董事递延股份单位规限的448,331股股份；(Vii)2014年长期投资计划项下须受已发行董事递延股份单位规限的62,117股股份，包括就此进行的股息再投资；(Viii)须受2009年长期投资计划项下已发行股份购股权规限的250,039股股份；及(Ix)9,034股股份，须受2009年长期投资协议项下已发行董事递延股份单位的规限，包括股息再投资。
(3)加权平均行权价仅根据2019 LTIP、2014 LTIP及2009 LTIP项下的未偿还股票期权及股票增值权计算，不包括2019 LTIP、2014 LTIP项下的递延股票单位，以及2019 LTIP、2014 LTIP及2009 LTIP项下的2009年LTIP及业绩奖励。截至2022年12月31日，未偿还股票期权和股票增值权的加权平均剩余期限分别为3.8年和7.0年。
(4)包括(I)根据2020 LTIP可供未来发行的17,832,453股股份及(Ii)根据2008年ESPP可供未来发行的201,845股股份。截至2022年12月31日，根据2008年ESPP，没有股票需要购买。
(5)包括如下所述的2005年《发改委》。
(6)全部由投资于EQT公司普通股基金的股份组成，应以普通股支付，截至2022年12月31日，根据2005年DDCP分配到非雇员董事账户。
(7)由截至2022年12月31日根据2005年DDCP可供未来发行的全部股票组成。
2005年度董事递延薪酬计划
赔偿委员会通过了2005年《复员方案》，自2005年1月1日起生效。该计划的最初通过及其修改都不需要我们的股东的批准。该计划允许非雇员董事推迟支付全部或部分董事费用和聘用金。递延款项将在董事会退休时或之后支付，除非在董事遭遇不可预见的财务紧急情况后授权提前付款。除递延董事酬金及聘用金外，根据2009年长期投资协议及2014年长期投资协议于2005年1月1日或之后授予董事的递延股票单位，均按本计划管理。
第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性
S-K条例第404项和第407(A)项所要求的有关关联人交易和董事独立性的信息通过引用我们与2023年股东年会有关的最终委托书并入本文，该委托书预计将在截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
项目14.首席会计师费用和服务
附表14A第9(E)项所要求的资料参考自我们有关2023年股东周年大会的最终委托书，该委托书预计将在截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
第四部分
项目15.证物和财务报表附表
| | | | | | | | | | | |
| (a) | 1 | 财务报表 | 页面
参考 |
| | 合并经营报表 | 67 |
| | 合并全面损失表 | 68 |
| | 合并资产负债表 | 69 |
| | 合并现金流量表 | 70 |
| | 合并权益表 | 71 |
| | 合并财务报表附注 | 72 |
| | | |
| | 2 | 财务报表明细表 | |
| | | 附表二--截至2022年12月31日的三年的估值和合格账户及准备金 | |
EQT公司及其子公司
附表二--估值和符合资格的账户和准备金
截至2022年12月31日的三个年度
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| A栏 | | B栏 | | C栏 | | D栏 | | E栏 |
| | | | | | | | | | |
| 描述 | | 期初余额 | | (扣除额)计入
成本和开支 | | 记入其他帐户的附加费用 | | 扣除额 | | 末尾余额
周期的 |
| | | | | | | | | | |
| | (千人) |
| 递延税项资产估值免税额： | | | | | | |
| 2022 | | $ | 550,967 | | | $ | 869 | | | $ | — | | | $ | (186,696) | | | $ | 365,140 | |
| 2021 | | $ | 529,992 | | | $ | 38,556 | | | $ | — | | | $ | (17,581) | | | $ | 550,967 | |
| 2020 | | $ | 423,444 | | | $ | 132,386 | | | $ | — | | | $ | (25,838) | | | $ | 529,992 | |
关于估值准备变动的讨论，见合并财务报表附注9。
所有其他附表均被省略，因为其主题要么不存在，要么不存在的数额不足以要求提交附表。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
2.01(a)** | | 购买协议，日期为2022年9月6日，由THQ Appalachia I，LLC，THQ-XCL Holdings I，LLC，签名页上点名的上述实体的子公司，EQT Production Company和EQT Corporation签订。 | | 通过引用2022年9月7日提交的表8-K(#001-3551)的附件2.1并入本文。 |
2.01(b)** | | 修订和重新签署的采购协议，日期为2022年12月23日，由THQ阿巴拉契亚I，LLC，THQ-XCL Holdings I，LLC，签名页上点名的上述实体的子公司，EQT Production Company和EQT Corporation签订。 | | 通过引用2022年12月27日提交的表8-K(#001-3551)的附件2.1并入本文。 |
3.01(a) | | 重述的EQT公司章程(修订至2017年11月13日)。 | | 在此通过引用于2017年11月14日提交的表格8-K(#001-3551)的附件3.1并入本文。 |
3.01(b) | | 《EQT公司章程修正案》(2020年5月1日起施行)。 | | 在此引用附件3.1至2020年5月4日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
3.01(c) | | 《EQT公司章程修正案》(2020年7月23日起施行)。 | | 在此引用附件3.1至2020年7月23日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
3.02 | | 修订和重新制定《EQT公司章程》(修订至2020年5月1日)。 | | 通过引用附件3.4于2020年5月4日提交的Form 8-K(#001-3551)合并于此。 |
4.01 | | 股本说明。 | | 在此引用附件4.01以形成截至2021年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.02(a) | | EQT公司(作为公平天然气公司的继承人)和匹兹堡国家银行作为受托人之间的契约，日期为1983年4月1日。 | | 在此引用附件4.01(A)形成截至2007年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.02(b) | | 任命银行家信托公司为匹兹堡国家银行继任受托人的文书。 | | 在此引用附件4.01(B)以表格10-K(#001-3551)的形式表示截至1998年12月31日的年度。 |
4.02(c) | | 补充契约，日期为1991年3月15日，由EQT公司(作为公平资源公司的继任者)和银行家信托公司。 | | 在此引用附件4.01(F)，形成截至1996年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
4.02(d) | | 公平资源公司董事会特设财务委员会1992年7月6日和1993年2月19日通过的决议和增编1至8，确定B系列中期票据的条款和规定。 | | 在此引用附件4.01(H)形成截至1997年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.02(e) | | 第二补充契约，由EQT公司、公平资源公司和作为受托人的德意志银行信托公司美洲公司于2008年6月30日签订，根据该契约，EQT公司承担了公平资源公司在相关契约项下的义务。 | | 在此引用于2008年7月1日提交的表8-K(#001-3551)的附件4.01(G)。 |
4.03(a) | | 1996年7月1日，EQT公司(作为公平资源公司的继承人)之间的契约和纽约银行(蒙特利尔银行信托公司的继承人)，作为受托人。 | | 在此引用附件4.01(A)以形成2003年2月13日提交的S-4注册声明(#333-103178)。 |
4.03(b) | | 公平资源公司董事会1996年1月18日和7月18日通过的决议以及公平资源公司董事会执行委员会1996年7月18日通过的决议，确立了1996年7月29日发行的7.75%债券的条款和规定。 | | 在此引用附件4.01(J)以形成截至1996年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
4.03(c) | | 第一补充契约，日期为2008年6月30日，由EQT公司、公平资源公司和纽约银行作为受托人签订，根据该契约，EQT公司承担了公平资源公司在相关契约项下的义务。 | | 在此引用于2008年7月1日提交的表8-K(#001-3551)的附件4.02(F)。 |
4.04(a) | | EQT公司(作为公平资源公司的继承人)之间的契约，日期为2008年3月18日和纽约银行，作为受托人。 | | 通过引用2008年3月18日提交的表格8-K(#001-3551)的附件4.1并入本文。 |
4.04(b) | | 日期为2008年3月18日的《契约》(见上文表4.04(A))和经修订的1939年《信托契约法》的对照表格。 | | 在此引用附件4.03(B)至截至2019年12月31日的年度表格10-K(#001-3551)。 |
4.04(c) | | 2008年6月30日，由EQT公司、公平资源公司和作为受托人的纽约银行签订的第二份补充契约，根据该契约，EQT公司承担了公平资源公司在相关契约项下的义务。 | | 通过引用2008年7月1日提交的表8-K(#001-3551)的附件4.03(C)结合于此。 |
4.04(d) | | 第八份补充契约，日期为2017年10月4日，由EQT Corporation和纽约梅隆银行作为受托人，据此发行2027年到期的3.900%优先债券。 | | 通过引用表4.9于2017年10月4日提交的Form 8-K(#001-3551)合并于此。 |
4.04(e) | | 第九次补充契约，日期为2020年1月21日，由EQT公司和纽约梅隆银行作为受托人，据此发行2025年到期的6.125%优先债券。 | | 通过引用于2020年1月21日提交的表格8-K(#001-3551)的附件4.3并入本文。 |
4.04(f) | | 第十次补充契约，日期为2020年1月21日，由EQT公司和纽约梅隆银行作为受托人，据此发行2030年到期的7.000%优先债券。 | | 在此引用附件4.5至2020年1月21日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
4.04(g) | | 第十一次补充契约，日期为2020年11月16日，由EQT公司和纽约梅隆银行作为受托人，据此发行了2029年到期的5.00%优先债券。 | | 通过引用附件4.3于2020年11月16日提交的Form 8-K(#001-3551)合并于此。 |
4.04(h) | | 第十二次补充契约，日期为2021年5月17日，由EQT公司和纽约梅隆银行作为受托人，据此发行2026年到期的3.125%优先债券。 | | 通过引用于2021年5月18日提交的表格8-K(#001-3551)的附件4.3并入本文。 |
4.04(i) | | EQT公司和作为受托人的纽约梅隆银行于2021年5月17日签订了第13份补充契约，据此发行了2031年到期的3.625%优先债券。 | | 在此引用附件4.4至2021年5月18日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
4.04(j) | | 第14次补充契约，日期为2022年10月4日，由EQT公司和纽约梅隆银行作为受托人，据此发行2025年到期的5.678%优先债券。 | | 通过引用于2022年10月4日提交的表格8-K(#001-3551)的附件4.3并入本文。 |
4.04(k) | | EQT公司和作为受托人的纽约梅隆银行于2022年10月4日签订了第15份补充契约，据此发行了2028年到期的5.700%优先债券。 | | 通过引用附件4.5于2022年10月4日提交的Form 8-K(#001-3551)合并于此。 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
4.05 | | EQT公司和作为受托人的纽约梅隆银行之间的债券，日期为2020年4月28日，据此发行了2026年到期的1.75%可转换优先票据。 | | 通过引用附件4.1于2020年4月29日提交的Form 8-K(#001-3551)合并于此。 |
10.01** | | 第三次修订和重新签署的信贷协议，日期为2022年6月28日，在EQT公司、PNC银行、作为行政代理的全国协会、摆动额度贷款人和信用证发行人以及其他贷款人之间。 | | 通过引用于2022年6月28日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
10.02(a)** | | 2022年11月9日，EQT公司、PNC银行、作为行政代理的国家协会和其他贷款人之间的信贷协议。 | | 通过引用2022年11月9日提交的表8-K(#001-3551)的表10.1将其合并于此。 |
10.02(b) | | 2022年12月23日，EQT公司、PNC银行、作为行政代理的国家协会和其他贷款人之间的信贷协议第一修正案。 | | 通过引用于2022年12月27日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
10.03(a)** | | EQT公司、EQT生产公司、大米钻探B有限责任公司、EQT能源有限责任公司和EQM Gathering OpCo，LLC之间于2020年2月26日签署的天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.01以形成截至2020年3月31日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(b)** | | 2020年8月26日，EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间的天然气收集和压缩协议第一修正案。 | | 在此引用附件10.01以形成截至2020年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(c)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间于2020年11月1日达成的信函协议，修订了2020年2月26日修订的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.03(C)以形成截至2020年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.03(d)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间于2021年2月2日签署的信函协议(Wherry)，修订了2020年2月26日修订的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.01(A)以形成截至2021年3月31日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(e)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间于2021年2月3日达成的信函协议(EALY)，修订了2020年2月26日修订的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.01(B)以形成截至2021年3月31日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(f)** | | 2021年2月9日EQT公司、EQT生产公司、大米钻井B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间的信函协议(牛津43)，并得到大米钻井D有限责任公司和EQM奥林巴斯中游有限责任公司承认和同意，修订了2020年2月26日的某些天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.01(C)以形成截至2021年3月31日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(g)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间于2021年2月23日签署的信函协议(JT Farm)，修订了2020年2月26日修订的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.01(D)以形成截至2021年3月31日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(h)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2021年7月10日签署的信函协议(Ealy North-7月)，修订了2020年2月26日修订的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.01(A)以形成截至2021年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(i)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2021年8月25日签署的信函协议(Ealy North-8月)，修订了2020年2月26日修订的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.01(B)以形成截至2021年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
10.03(j)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2021年9月13日签署的信函协议(Throckmorton)，修订了2020年2月26日修订的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.01(C)以形成截至2021年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(k)** | | 2021年12月6日，EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC之间的天然气收集和压缩协议第二修正案。 | | 在此引用附件10.02(K)以形成截至2021年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.03(l)** | | 《天然气收集和压缩协议第三修正案》，生效日期为2021年12月21日，生效日期为2022年1月1日，由EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC共同签署。 | | 在此引用附件10.02(L)以形成截至2021年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.03(m)** | | 2022年2月4日，EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间的信函协议(Ealy North-2022年2月4日)，修订和重述了2020年2月26日的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.01以形成截至2022年3月31日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(n)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻井B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2022年4月29日签署的信函协议(特斯拉北井垫)，修订并重述了日期为2020年2月26日的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.03(A)以形成截至2022年6月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(o)** | | 2022年6月10日，EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间的信函协议(King Hippo Pad Buyback Gas)，修订和重述了日期为2020年2月26日的某些天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.03(B)以形成截至2022年6月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(p)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2022年9月19日签署的信函协议(惠普基临时流程)，修订了日期为2020年2月26日的特定天然气收集和压缩协议。 | | 在此引用附件10.01以形成截至2022年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.03(q)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻井B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2022年12月14日签署的信函协议(Carnegie North Well Pad)，修订了日期为2020年2月26日的特定天然气收集和压缩协议。 | | 现作为附件10.03(Q)存档。 |
10.03(r)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2023年1月23日签署的信函协议(建设和开发)，修订了2020年2月26日的特定天然气收集和压缩协议。 | | 现作为附件10.03(R)存档。 |
10.03(s)** | | 《天然气收集和压缩协议第四修正案》，日期为2023年1月23日，于2022年12月31日生效，由EQT公司、EQT生产公司、大米钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering OpCo，LLC达成。 | | 现作为附件10.03(S)存档。 |
10.03(t)** | | EQT公司、EQT生产公司、水稻钻探B有限责任公司、EQT Energy，LLC和EQM Gathering Opco，LLC之间于2023年1月27日签署的信函协议(Franklin Denny Gas)，修订了日期为2020年2月26日的特定天然气收集和压缩协议。 | | 现作为附件10.03(T)存档。 |
| | | | |
10.04 | | 2018年11月12日，EQT公司和Equitrans Midstream公司之间的税务协议。 | | 通过引用于2018年11月13日提交的表格8-K(#001-3551)的附件2.3并入本文。 |
10.05 | | 已设置上限的呼叫确认表格。 | | 在此引用附件10.2至2020年4月29日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
10.06 | | EQT公司及其某些担保持有人之间于2021年7月21日签订的注册权协议，以及锁定协议的格式。 | | 通过引用于2021年7月22日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
10.07(a)* | | EQT Corporation 2009年长期激励计划(修订和重述至2012年7月11日)。 | | 在此引用附件10.2以形成截至2012年6月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.07(b)* | | 2009年长期奖励计划(2013年前的奖励)下的参与者奖励协议(影子股票单位奖励)的形式。 | | 在此引用附件10.02(B)至截至2012年12月31日的年度表格10-K(#001-3551)。 |
10.07(c)* | | 2009年长期激励计划(2013和2014年奖励)下的参与者奖励协议(影子股票单位奖励)的形式。 | | 在此引用附件10.02(S)以形成截至2012年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.08(a)* | | EQT公司2014年度长期激励计划。 | | 通过引用于2014年5月1日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
10.08(b)* | | 2014年长期激励计划下参与者奖励协议(影子股票单位奖励)的形式。 | | 在此引用附件10.03(B)以形成截至2014年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.08(c)* | | 2014年长期激励计划(2019年授予)下的限制性股票奖励协议(标准)格式。 | | 在此引用附件10.02(AA)以形成截至2018年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.09(a)* | | EQT公司2019年长期激励计划。 | | 通过引用于2019年7月15日提交的表格S-8(#001-3551)的附件99.1并入本文。 |
10.09(b)* | | 《2019年长期激励计划限制性股票奖励协议(标准)》格式。 | | 在此引用附件10.06(C)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.09(c)* | | 《2019年长期激励计划激励业绩单位方案》表格。 | | 在此引用附件10.06(D)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.09(d)* | | 2020年激励绩效分享单位计划参与者奖励协议格式。 | | 在此引用附件10.06(E)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.09(e)* | | 2019年长期激励计划下的股票增值权奖励协议格式。 | | 在此引用附件10.06(F)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.09(f)* | | 2019年长期激励计划参与者奖励协议(股票期权)格式。 | | 在此引用附件10.06(G)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.10(a)* | | EQT公司2020年度长期激励计划。 | | 通过引用于2020年5月1日提交的表格S-8(#333-237953)的附件99.1并入本文。 |
10.10(b)* | | EQT公司2020年度长期激励计划修正案。 | | 通过引用附件99.2并入于2022年4月21日提交的表格S-8(#333-264423)。 |
10.11(a)* | | 限制性股票奖励协议格式(标准)。 | | 在此引用附件10.10(A)以形成截至2020年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.11(b)* | | 限制性股票奖励协议格式(非雇员董事)。 | | 在此引用附件10.06(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.12* | | EQT公司短期激励计划表格。 | | 通过引用表10.1到2020年5月4日提交的Form 8-K(#001-3551)而并入本文。 |
10.13(a)* | | 激励绩效分享单位计划的形式。 | | 在此引用附件10.12(A)以形成截至2020年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 展品 | | 描述 | | 备案方法 |
10.13(b)* | | 激励绩效分享单位计划下参与者奖励协议的格式。 | | 在此引用附件10.12(B)以形成截至2020年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.14* | | 参赛者奖励协议格式(股票期权)。 | | 在此引用附件10.06(G)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.15* | | EQT公司高管离职计划及参与通知格式。 | | 通过引用表10.1到2020年5月20日提交的Form 8-K(#001-3551)而并入本文。 |
10.16(a)* | | 2005年董事递延薪酬计划(经2014年12月3日修订及重述)。 | | 在此引用附件10.09以形成截至2014年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.16(b)* | | 2005年董事递延薪酬计划修正案(2018年10月2日修订)。 | | 在此引用附件10.5以形成截至2018年9月30日的季度的10-Q(#001-3551)。 |
10.17* | | EQT公司与高管和外部董事之间的赔偿协议格式。 | | 在此引用附件10.18，形成截至2008年12月31日的年度10-K(#001-3551)。 |
10.18* | | EQT Corporation、EQT RE、LLC和Daniel J.赖斯四世于2017年11月13日签署的分居和释放协议。 | | 在此引用表10.1至2017年11月17日提交的Form 8-K(#001-3551)。 |
10.19(a)* | | 2019年12月18日，EQT公司和David·M·卡尼之间的邀请函。 | | 在此引用附件10.28(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.19(b)* | | EQT公司和David·M·哈尼于2020年1月3日签署的保密、竞业禁止和竞业禁止协议。 | | 在此引用附件10.28(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.19(c)* | | EQT公司和David·M·卡尼于2023年2月11日签署的过渡协议和全面发布。 | | 通过引用于2023年2月13日提交的表8-K(#001-3551)的附件10.1并入本文。 |
10.20* | | EQT公司和威廉·E·乔丹之间的聘书，日期为2020年1月6日。 | | 在此引用附件10.29(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.21(a)* | | EQT Corporation和Richard Anthony Duran之间的邀请函，日期为2019年7月18日。 | | 在此引用附件10.30(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.21(b)* | | 保密、竞业禁止和竞业禁止协议，日期为2019年8月5日，由EQT公司和Richard Anthony Duran签署。 | | 在此引用附件10.30(B)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.21(c)* | | EQT Corporation和Richard Anthony Duran于2019年7月24日签署的搬迁费用报销协议。 | | 在此引用附件10.30(C)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
10.22* | | EQT Corporation和Lesley Evancho之间的邀请函，日期为2019年7月16日。 | | 在此引用附件10.31(A)以形成截至2019年12月31日的年度的10-K(#001-3551)。 |
21 | | 附属公司明细表。 | | 现作为附件21存档。 |
23.01 | | 独立注册会计师事务所同意。 | | 现作为证物23.01存档。 |
23.02 | | 荷兰休厄尔律师事务所同意。 | | 现作为证物23.02存档。 |
31.01 | | 规则13(A)-14(A)特等执行干事的认证。 | | 现作为附件31.01存档。 |
31.02 | | 规则13(A)-14(A)首席财务干事的证明。 | | 现作为附件31.02存档。 |
32 | | 第1350条首席执行官和首席财务官的认证。 | | 现作为附件32提供。 |
99 | | 独立石油工程师审计报告。 | | 现作为证据99存档。 |
| 101 | | 交互式数据文件。 | | 现作为证据101在此存档。 |
| 104 | | 封面交互数据文件。 | | 格式为内联XBRL，包含在附件101中。 |
*管理合同或补偿安排。
**根据S-K规则第601(A)(5)项和/或第601(B)(10(Iv))项(视情况适用)，本展品的某些附表和类似附件已被省略。EQT公司同意应要求提供美国证券交易委员会的未经编辑的补充副本(包括任何遗漏的时间表或附件)。删改和遗漏用包含星号的括号标明。
某些证明长期债务的票据没有作为本文件的证据存档，因为根据任何此类票据授权的债务都没有超过公司总资产的10%。EQT公司同意应要求向美国证券交易委员会提供任何此类文书的副本。
Item 16. 表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| | | | EQT公司 |
| | | |
| | | 发信人： | /s/Toby Z.赖斯 |
| | | | Toby Z.赖斯 |
| | | | 总裁与首席执行官 |
| | | | 2023年2月16日 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
| | | | | | | | | | | | | | |
| /s/Toby Z.赖斯 | | 总裁， | | 2023年2月16日 |
| Toby Z.赖斯 | | 首席执行官和 | | |
| (首席行政主任) | | 董事 | | |
| | | | | |
| /s/David M.Khani | | 首席财务官 | | 2023年2月16日 |
| David·M·卡尼 | | | | |
| (首席财务官) | | | | |
| | | | | |
| 托德·M·詹姆斯 | | 首席会计官 | | 2023年2月16日 |
| 托德·M·詹姆斯 | | | | |
| (首席会计主任) | | | | |
| | | | | |
| /s/莉迪亚·I·毕比 | | 椅子 | | 2023年2月16日 |
| 莉迪亚·I·毕比 | | | | |
| | | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| /李·M·嘉楠科技 | | 董事 | | 2023年2月16日 |
| 李·M·嘉楠科技 | | | | |
| | | | | |
| 珍妮特·L·卡里格 | | 董事 | | 2023年2月16日 |
| 珍妮特·L·卡里格 | | | | |
| | | | |
| /s/Frank C.Hu | | 董事 | | 2023年2月16日 |
| 胡 | | | | |
| | | | |
| 凯瑟琳·J·杰克逊 | | 董事 | | 2023年2月16日 |
| 凯瑟琳·杰克逊 | | | | |
| | | | |
| 约翰·F·麦卡特尼 | | 董事 | | 2023年2月16日 |
| 约翰·F·麦卡特尼 | | | | |
| | | | | |
| 詹姆斯·T·麦克马努斯二世 | | 董事 | | 2023年2月16日 |
| 詹姆斯·T·麦克马努斯二世 | | | | |
| | | | | |
| 安妮塔·M·鲍尔斯 | | 董事 | | 2023年2月16日 |
| 安妮塔·M·鲍尔斯 | | | | |
| | | | | |
| /s/Daniel J.赖斯IV | | 董事 | | 2023年2月16日 |
| Daniel J.赖斯四世 | | | | |
| | | | |
| /s/韩丽·A·范德海德 | | 董事 | | 2023年2月16日 |
| 韩莉·A·范德海德 | | | | |
